我想借此机会和大家探讨一下通知的重点内容，以及安徽与其他地区在分布式光伏参与绿电交易规则上的差异。
分布式光伏参与绿电交易的意义
从机制设计来看，可再生能源行业已从政策扶持阶段逐步过渡到市场化阶段，市场机制有助于提高项目的市场竞争力，促进行业发展。
从电力系统角度来看，随着新型电力系统的建立，可再生能源装机和发电比例不断提升，需要通过多市场主体购售电模式，促进市场成员主动转变，提高可再生能源消纳规模。
从市场主体角度来看，遵循电力系统机制发展，入市参与绿电交易是大势所趋，而市场主体愿意入市的主要原因是能带来额外收益。分布式光伏绿电交易概况
目前，分布式光伏入市主要参与绿电交易，且全部自愿参与。相关的入市方案与规则涉及两个层面：「地方发改与能源主管部门层面」，以及「地方电力交易中心层面」。在地方电力交易中心层面，明确分布式光伏参与绿电交易的地区包括浙江、广东、江苏、安徽、上海、云南和河北南网。其中，上海、云南和河北南网虽然交易规则可行，但因规则近期出台，实际交易项目可能尚无。安徽之所以有实际交易项目，是因为上半年已有试点项目。4月份省能源局发布了《关于印发长丰县下塘工业园新能源参与电力中长期交易试点方案》的通知，本次扩大分布式光伏参与绿电交易试点，正是参照长丰下塘的试点方案。各地交易规则比较
「浙江」的分布式光伏绿电交易自2022年起实施，规模显著增长，从22年的29家主体聚合2000台分布式电源，发展至24年9月的103家主体聚合23000多台分布式电源。今年5月，浙江电力交易中心发布绿电绿证市场化交易工作细则，规定全部电量按照政府授权差价合约结算，结算价格为政府定价与投放价格差值，设定投放价格为年度交易均价。度电增收（相对于标杆燃煤电价）从一季度的6分降至1分。浙江的聚合交易主体称为“聚合发电企业”，可以是具有售电公司资质的分布式聚合商，也可以是电站聚合其他电站和自身，即能源聚合商与被聚合电站可以是相同法人主体。这部分规则后续可能会随着安徽、江苏的调整而变化，只有售电公司资质的主体才能成为聚合交易主体。
广东采取的是“事后交易”方式，电能量价格锁定在标杆燃煤电价，发电量明确后，在次月进行交易环境权益（绿证）部分价值，因此没有偏差考核。广东的第一笔分布式光伏绿电交易发生在今年2月，度电增收在1分左右，目前降至4-5厘。
「江苏」的分布式光伏参与绿电交易的通知在24年2月发布，只有直接参与交易这一种形式，即每个电站直接与售电公司或者电力用户交易。
与其他地区最不一样的是，通知中说明取得绿证是入市的基本条件。这一规定当时很多人看不明白，觉得多此一举，现在看来却十分有先见之明。能够核发绿证（普通绿证），意味着打通了可再生能源发电项目信息管理系统、广州/北京电力交易中心、电网营销系统，这其中的数据映射和匹配没有想象中容易，这才能保障机组参加绿电交易后，能够核发绿证（绿电绿证）。所以后来提出分布式光伏可以参与绿电交易的地区，部分也会把需要核发绿证作为前提条件。但聚合商暂时没有商业模式，除非双方签署场外协议，约定保底价格或者收益分成，但这部分不在交易中心要求与监督范围。后续可能会探索其商业模式，推测大概率与售电公司一样，即电厂与聚合商聚合需要通过交易的方式进行，售电公司在其中有套利空间，商业模式更可持续。江苏的分布式绿电参与月内交易，度电增收4-6分，没有偏差考核。「安徽」在今年4月启动分布式电站聚合交易试点，聚合商要求具有售电公司资质，交易中心提供代理合同模板，双方签署后需要在交易中心备案并执行。对能源聚合商有偏差考核，10%豁免，目前度电增收5分多。目前中长期实施方案还没有正式发布，其与扩大分布式绿电交易的通知如何衔接，分布式是否均应参与市场交易，还需要持续关注。
「上海」、「云南」与「河北南网」分别在相关规则中发布分布式参与绿电交易的规则，都是直接交易，没有聚合交易，也都暂时没有试点，所以相关情况可分析的不多。市场主体需要注意的是，入市不一定比保障性收购收益更高。分布式光伏参与绿电交易流程
简而言之，分布式光伏参与绿电交易需要在可再生能源发电项目信息管理系统建档立卡，并在地方电力交易中心完成注册入市。
虽然听起来简单，但实际操作中需要注意的细节很多，整个入市流程可能需要几个月。后续随着系统优化升级，许多问题将得到改善。
分布式光伏的其他增收方式
以上就是我对安徽及其他地区分布式光伏参与绿电交易的一些分析和看法，希望对各位有所帮助。
我是吴静文：
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