最近，河北南网重磅发布了国内首个分布式光伏“入市”的具体方案，并附带分布式光伏入市时间表出炉，在业内引起了不小的震动。然而，对于这一文件的具体要义和实际影响，相信大多数光伏人还是一头雾水。本文综合多方分析，尝试做简要解读，供参考。
11月19日，河北省发改委印发《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》（以下简称《方案》），整体目标是：以2030年新能源上网电量全面参与市场化交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳的成本。
《方案》还明确了河北分布式光伏入市的时间表，如下：
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在入市方式与电价方面，《方案》指出，分布式光伏可以通过三种方式参与市场交易，分别为：
1）直接参与市场方式，电价为交易电价
2）由聚合商聚合参与市场方式，电价为交易电价
意义：该方案的出台，正式拉开了分布式光伏项目全面参与电力市场交易的序幕。
究竟什么是“分布式光伏入市”？这是一个看似简单实则普遍存在的疑问。之前大家或许听说过这个名词，但没有深入了解的实际需求。但是现在不同了。
所谓“分布式光伏入市”，是指【分布式光伏发电项目通过电力市场交易的方式，将产生的电力直接卖给电力市场，而不是通过传统的电网公司进行收购。这种方式使得分布式光伏发电项目能够直接参与电力市场的竞争，实现市场化交易。】
那这么多年过来了分布式光伏电力都没入市，为什么现在就非要入市呢？其实《方案》里已经给出了答案：为了提升新能源的消纳能力，逐步引导分布式合理承担调峰调频的消纳成本，促进新能源的健康发展，和全社会的低碳转型。
我们知道，早期为了扶持分布式光伏的发展，国家开了很多绿灯，装机补贴，发电补贴，免税优惠、减免接网费用等，早期的光伏发电上网电价可以达到7、8毛。后来随着光伏产业的发展，光伏成本大幅下降，国家补贴逐渐退出，分布式光伏进入平价上网时代，按照燃煤标杆电价回收，但分布式光伏发电项目的卖电收益依然可观。
那分布式光伏电力“入市”，就能促进新能源消纳吗？
在电力交易市场，电价的高低由供需关系来决定，进入电力市场化交易的分布式光伏电力，不再是依照各省的标杆燃煤电价售出，而是由不同时段电力的供需情况决定：用电量多的时间段，价格就高，用电量少的时间段，价格就低。同时电力市场又通过价格信号的变化，来引导用户的用电消费习惯。
所以说，分布式光伏电力“入市”，的确是促进新能源消纳的一个重要途径。
实际上，2030年新能源的全面入市，早在2022年的1月28号国家发改委和国家能源局两部委《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，就有所表述。
今年10月，国家能源局发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》中再次提到，分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。
近年来，也有多省已经在推进分布式光伏入市的尝试：除河北南网外，广东、江苏、浙江、安徽、上海和云南等地目前都已发文明确，分布式光伏可以参与绿电交易，且已有部分项目落地。
具体来看：
广东
2023年11月，广东发布新版《广东省可再生能源交易规则（试行）》，明确将参与绿电交易的发电主体从陆上风电、集中式光伏扩大至全部风电、光伏（含分布式）等可再生能源。此外新增绿电事后交易，进一步完善分布式项目参与绿电交易的相关机制。
目前，广东省已成功实施多个具有标志性的分布式光伏绿电交易案例。
江苏
2023年12月，江苏发布关于开展2024年电力市场交易工作通知，指出省内分散式风电、分布式光伏在具备绿证核发条件并申请成功后可参加月内绿电交易，明确取得绿证是入市的基本条件。
今年2月，江苏发布分散式风电、分布式光伏市场注册及入市工作提示，文件提出分散式风电、分布式光伏进入市场的基本条件、流程，并明确直接参与交易的形式，即每个电站直接与售电公司或电力用户交易。
同月20日，江苏省分布式光伏绿电交易第一单落地。
据了解，目前，江苏省内南京、苏州、无锡、南通等地区已正式开展分布式光伏绿电交易。
浙江
今年5月，浙江发布绿电绿证市场化交易工作细则，省内分布式光伏、分散式风能发电项目可通过聚合形式参与绿电交易。
今年10月，《浙江电力中长期交易实施细则 绿色电力交易专章（征求意见稿）》明确，集中式新能源发电企业自主参与绿电交易，分布式新能源发电企业可以通过分布式新能源聚合商聚合方式参与绿电交易。
9月，山高新能源集团完成浙江省分布式光伏项目首次聚合交易，本次交易聚合了浙江省3个分布式光伏项目，9月份交易电量211MW。
今年前9月，浙江组织了26场绿电交易，共有103家分布式聚合商聚合了23156个电源项目参与绿电交易，总交易电量超过20亿千瓦时。
安徽
今年4月，安徽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。
10月，安徽省能源局发布《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）（征求意见稿）》，提到平价新能源企业（含分布式）原则上均应参与市场交易，分布式光伏可由虚拟电厂（仅能源聚合类）聚合参与交易，6MW及以上的分布式光伏可直接参与交易。
此外，上海、云南等地在相关规则中提到分布式参与绿电交易。
早在2022年11月，根据河北南网的初步摸排，以80%为接入上限，许多县就已经没有了分布式光伏消纳空间。
今年第二季度，河北南网共104个县中，有53个县无分布式光伏接入空间。
（一）入市时间：仅剩2年缓冲期
从河北南网发布的时间表来看，从2024年到2030年，试点到全面入市将有6年时间逐步推进。
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分项目类型来看，对于工商业分布式项目：
1、2024年开始试点项目，项目上网电量的20%参与电力市场；
2、2025年开始，10kV及以上的新建项目全部项目入市，电量只说了是按一定比例，并未明确，但推测不会低于前面的20%。
3、2025年7月1日起，10kV及以上全部项目的全部存量项目入市，预计入市电量比例同上。
4、2026年开始，新增并网的全部电压等级的分布式光伏项目上网电量都要入市，且入市电量比例与之前入市的10kV以上项目比例相同，但文件并未提及存量的10kV以下项目是否需要入市，可以默认为暂不需要吧。
5、从2027年开始，全部电压等级的工商业项目，无论新老项目，上网电量全部都需要入市，且入市电量比例与地面电站相同。
对于非自然人户用项目：
2027年开始，非自然人户用光伏项目参考工商业分布式入市政策，即存量、新增并网项目全部入市，入市电量比例与地面电站相同。到2030年，非自然人户用项目和工商业分布式项目一样，全部上网电量都要入市交易。
对于自然人光伏项目：
参考国家政策执行。
总结：2027年，除自然人户用之外，全部项目、不论新增还是存量，全部上网电量都要入市，行业只剩下两年的缓冲期了。
ps:以上所说的入市电量比例，是按照项目的上网电量，不包括自用电量。因此，对于全部自用或者高消纳的分布式光伏项目影响不大。
（二）如何入市
在入市方式方面，《方案》明确了三种方式：
1
直接参与市场方式
分布式光伏在电力交易平台注册成为经营主体后，按照政府主管部门制定的交易规侧、方案，以发电主体身份报量、报价直接参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易，并且可以获得绿色环境权益价值，也就是现在所指的绿证。
据相关专业人士透露，目前这种直接参与的方式对于现有的分布式光伏投资方而言，普遍难度会比较大。
2
由聚合商聚合参与市场方式
具备相应资质的聚合商在电力交易平台注册成为经营主体后，可聚合一家或多家分布式光伏主体参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易。聚合参与绿电交易的分布式光伏，参照售电公司代理零售用户参与绿电交易模式，按聚合合同分配绿色环境权益价值。
其实在前文多省发布的分布式光伏参与到市场化交易文件中，多处都有提到：鼓励分布式光伏以聚合商方式参与到电力市场化交易中，可见，“聚合商”是分布式光伏参与电力市场比较好的选择。
智汇光伏王淑娟指出，由于电力市场化交易规则十分复杂，需要专业人员全天候参与。大型集中式光伏电站，一般有专业的电力交易员参与交易，有的集团内部有售电公司，统一负责集团内光伏电站的市场化交易，这就是直接参与。然而，大多数分布式光伏项目是没有能力配备一名专业的电力交易员的，因此，需要委托专业人员，帮助企业进行代交易。
因此，聚合商就是经过严格审核后具有相关资质的企业。目前来看，主要是售电公司，售电公司都有专业的交易员，而且下游有用电户的购电需求，能够帮分布式光伏把电量卖出去。
据了解，目前，分布式新能源聚合商是江苏分布式新能源聚合参与绿电市场的主要经营主体之一（其余还包括分布式新能源、电力用户、售电公司等），在江苏发布的有关文件中，鼓励以售电公司、实际并网运行的发电企业为基础来培育聚合商。
目前，江苏省内已有多个由聚合商聚合参与电力市场化交易的分布式光伏项目落地。例如今年11月1日，国网苏州供电公司完成了10月份分布式光伏电费的结算，其中就包括以聚合方式参与的光伏电费，标志苏州地区的分布式新能源企业首次以聚合方式参与绿电交易取得成功。
据了解，截至目前，苏州已有23家企业、47个分布式光伏机组参与了绿电交易，其中有11家企业的25个机组选择通过聚合方式完成交易。
只是从交易情况来看，目前分布式聚合商尚处于起步阶段，企业还面临着一定的议价压力和收入风险。
3
作为价格接受者参与市场方式
目前来看，对于大多数没有直接参与市场的能力、也没有参与聚合商的小型电站而言，作为价格接受者参与电力市场的方式，是比较合适的。但卖电收益就会没那么理想，并且《方案》也明确了，作为价格接受者的电站，暂时是不能参与绿电交易的。
（三）收益变化
正如前文所说，分布式光伏电力参与市场后，出售电价将由原本的固定电价转变为市场化电价，这意味着分布式光伏的收益将直接受到市场供需关系的影响。
由于光伏电站只能在白天发电，如果不配储能的话，所发的电力无法留存，只能在白天卖出，卖不到晚上用电高峰期的高电价。而且当前随着光伏发电量的不断增加，中午电价低谷时段的现象已经 蔓延至十多个省份，这也进一步加剧了分布式光伏电力入市后收益的不确定性。
正因这种种原因，据业内人士透露，当前光伏在电力市场中的度电价格普遍较低，基本在0.1元/度-0.2元/度之间，这一价格水平远不及各地燃煤标杆电价标准。
不过也有一些收益增长的例子。
今年4月，华能新能源广东分公司完成户用分布式光伏首笔绿电交易，成为南方区域乃至全国第一批参与绿电的户用分布式光伏项目。4个户用光伏项目（茂名方略、高州二期、紫金、恩平）以“连续竞价、滚动撮合”的方式参与广东省3月绿电集中交易（事后），绿色环境价值成交价格8元/MWh，高于本场交易均价3.24%，成交电量达交易上限，项目综合结算电价达到461元/MWh，高于燃煤基准价。
江苏某分布式光伏项目通过积极参与绿电交易，也实现了收益的明显提高。过去项目所发余电由电网公司按照每度电0.391元的价格统购，参与绿电交易后，度电交易价增长0.03元左右。
这些实例表明，分布式光伏电力参与电力市场化交易后，通过合理的策略和管理，仍有可能实现收益的提升。尤其是随着分布式光伏入市的逐渐推进，或将培育出一批专业、优秀的聚合商企业，帮助更多分布式项目卖出好电价。
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