分布式光伏如何有效參與綠電、綠證市場交易

       近年來，受到國家政策鼓勵以及投資成本降低等多重因素的刺激，分布式光伏實現了快速發展。截至2023年底，全國光伏裝機容量為6.09億千瓦，其中分布式光伏為2.54億千瓦，占比41.7%，占比近半。分布式光伏由于裝機規模小、接入電壓等級低、用戶側就近消納的去中心化特點，對實現“雙碳”目標和推進新型電力系統建設發揮了積極作用，發展建設分布式能源體系將在未來電力系統中承擔更加重要的角色。據預測，利用全國城鄉建筑房頂資源的分布式光伏未來有28億千瓦的潛在開發容量，規模將超過光伏未來同期總裝機容量的60%。
（來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：鄭運昌 等）
       目前，一般工商業和戶用分布式光伏項目主要采用“自發自用，余電上網”或“全額上網”兩種模式，其中“自發自用，余電上網”模式約占60%�，F階段，分布式光伏項目收益主要以電網保障性收購為主，尚未參與市場，上網電價為當地燃煤發電基準價，部分省份還存在一定電價補貼，由于未參與市場交易，其環境價值未得到體現。
       隨著分布式光伏裝機規模的不斷提升，逐步影響到了電網的平穩運行，產生了較大的系統消納成本。未來，隨著新能源入市節奏的加快，分布式光伏參與市場化交易的呼聲也越來越高，但相較于集中式新能源參與市場化交易，分布式光伏參與市場則需要更為完善和細致的市場規則予以支撐，如分時電價、輔助服務、虛擬電廠等機制，須通過市場手段優化資源配置和布局，引導分布式光伏合理發展。
       以集中式新能源參與市場化交易的結果來看，電能量價格會逐步降低，導致已投產的項目收益率逐步降低，影響到新能源項目的投資預期，不利于新型電力系統建設。分布式新能源參與市場以后，與集中式新能源項目同臺競爭，更不具有優勢，電能量價格也會隨之下降。未來，與集中式新能源參與市場的情景相同，分布式光伏電價將逐步過渡到“電能量價值+環境價值-消納成本”的模式。
分布式光伏實現環境價值的優先策略
       環境容量的有限性已得到廣泛認可，國家將環境容量資源化，通過有償或無償的方式量化分配給不同主體使用，也就形成了容量“配額”，從而逐步形成了環境資產，具有使用價值和交換價值。新能源環境價值體現在電力消費的無碳化，通過提升非化石燃料生產和消費占比，逐步減少對煤炭、石油等化石能源的依賴程度，從而減少對環境容量的整體占用。
       經濟社會的發展依賴于能源的消耗，現有的能源供給方式短時間內難以完全轉型。在國家“雙碳”目標戰略的引領下，高耗能行業承擔著清潔低碳轉型發展的重要任務，對于鋼鐵、水泥、電解鋁等非電力高耗能行業來說，節能降碳可行路徑主要為直接排放的電氣化改造和間接排放的清潔化替代，這就構成環境價值實現的基本需求，形成供需循環。分布式光伏環境價值的實現主要依賴于購電方對于環境價值的認可程度，這種認可程度主要取決于環境價值能否得到政府或國際組織的認可。
       環境價值的實現需要證明電能量的來源，電能量具有獨特的物理屬性，匯集到電網以后不能區分來源，現階段我國法律也不允許隔墻售電，因此，對于清潔能源電力的使用只能通過市場化結算加以區分。對于自發自用的清潔能源電力來說，這種權益外觀最為明顯和直接，而通過綠電交易實現的環境權益轉移，由于開具了交易機構的交易憑證，也具有物理上的證明效力，通過“證電分離”的綠證交易獲得的環境權益，由于脫離了物理電能量交易，證明效果相對薄弱。因此，從國際和國內碳市場認可程度來看，環境價值的實現次序優先級分別為自發自用、綠電、綠證，最后為減排量抵消機制，這種碳-電聯動機制需要未來國內通過政策加以統籌考慮，并加強國際互認，形成統一的證明次序，分布式光伏也不例外。
       今年8月，全國碳市場覆蓋水泥、鋼鐵、電解鋁三個行業的工作方案征求意見稿中暫不核算間接排放，給綠電或綠證通過核算聯動碳市場蒙上陰影，這種核算規則與國內試點碳市場不一致，但與國際規則（碳關稅）接軌，降低綠電和綠證的使用場景，未來綠電或綠證在蓬勃發展的產品碳足跡上或有更好應用。
分布式光伏參與綠電或綠證交易的
保障機制
       分布式光伏參與市場化交易已成為趨勢，電價也將逐步回歸一般商品屬性，由市場決定。分布式光伏參與市場交易的機制設計正在醞釀，參與綠電或綠證交易也逐步形成制度保障。2023年，國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》（發改能源〔2023〕1044號），包括分布式光伏在內的可再生能源電力可以核發并交易綠證，北京和廣州電力交易中心也都發布分布式光伏參與綠電交易的細則，浙江、江蘇、廣東等能源需求大省也逐步制定本省分布式光伏項目綠電交易的詳細規則。
       建檔立卡是“證電合一”的綠電交易和“證電分離”的綠證核發和交易的前提和基礎。2022年7月，國家能源局組織開展可再生能源項目建檔立卡工作，要求所有存量和新增的可再生能源項目完成建檔立卡工作，其中也包括分布式光伏項目，以支持綠證核發、交易、能源消費核減等統計工作。2024年，國家能源局運行了新的建檔立卡系統，綠證核發全覆蓋已具備了系統條件。截至2024年9月，已有超90%的可再生能源項目完成建檔立卡工作，分布式光伏項目由于其分散的特點，建檔立卡所需要的條件難以具備，工作推進相對于集中式項目略顯緩慢。
對于分布式光伏綠證核發，還應區分自發自用和余量上網兩個部分，按照“誰消費、誰買單”的原則，對于自發自用部分的電量，用戶在消費了可再生能源電力的同時，也消費了對應的環境價值，應給予綠證消費證明，所以只能對余量上網部分的電量核發可交易綠證�？傊�，只待相關市場機制設計完備，才能為分布式光伏參與綠電或綠證交易準備好規則和技術基礎。
分布式光伏參與綠電或綠證市場交易
的可行路徑
       根據北京和廣州電力交易中心規則，分布式光伏可以通過聚合方式參與綠電交易。分布式光伏可以將上網的余電或全部發電量，通過負荷聚合商參與到綠電交易，從而獲取額外環境收益。聚合商主要通過虛擬電廠模式參與電力市場，構建“源網荷儲”一體化微電力系統，一方面可以保障分布式光伏項目電量全額消納，另一方面通過聚合可以解決單點容量過小、難以滿足用戶大量綠電需求的問題，提高分布式光伏參與綠電交易的積極性。此外，聚合商還可以通過儲能系統，充分利用分時電價機制，獲取更好的電能量價格，為分布式光伏項目爭取更多的收益。目前，主要綠電消費省份，均支持分布式光伏通過聚合方式參與到綠電交易中來。
       余量上網的分布式光伏通過聚合參與綠電交易似乎是更為可行的方案，余量上網本身電量較小，對自身的運維能力較弱，參與市場化交易以后，涉及中長期交易、綠電交易、分時電價、負荷預測等方面，更需要專業的交易人員支持，而聚合商通過組建專業的團隊提供更為全面的技術服務，可以助力分布式光伏實現更大的價值。
       相較于物理約束較為復雜的綠電交易，分布式光伏參與綠證核發及交易更為便利，由于綠證交易實現證電分離，綠證脫離電能量單獨交易，更為靈活。分布式光伏項目業主可以選擇自身或聚合商為主體交易，但選擇自身交易由于規模較小，難以形成市場交易優勢。
分布式光伏參與綠電交易的
現實難題剖析
       分布式光伏雖然可以通過聚合方式參與綠電交易，但是現實中也存在一定的困境。
       從交易主體來看，聚合商作為分布式光伏企業的代理商或者獨立新能源發電企業參與綠電交易，需要更為細致的政策予以支撐，也會涉及到不同的商業模式。分布式光伏發電企業在選擇與聚合商合作時，需要根據不同的政策要求，確定固定價格、收益分成等多種利益分配方式，聚合商也需要根據規則和自身的能力來選擇聚合群體，發揮最大優勢�，F階段綠證的核發主體為已經建檔立卡的新能源主體，包括分布式項目，尚未專門開通聚合商綠證劃轉路徑，未來隨著分布式項目入市，也需要考慮聚合商建檔立卡工作。
       從交易方式來看，可再生能源電力進行市場化交易（特別是電力現貨市場交易）的難點在于對發電量的精準預測，從而避免較高的偏差考核費用。對于分布式光伏發電來說，發電出力預測更為困難，特別是余量上網的分布式光伏電站，既要考慮天氣數據，又要考慮企業自身用能數據。如何實現多約束條件下的分布式光伏項目的電量預測，是聚合商在綠電市場交易中面臨的挑戰，出力的波動性相較于集中式項目更大，聚合商與用戶的價格談判能力更弱，結算電價不具有優勢，也進一步壓縮了分布式光伏發電企業的溢價空間。
主要建議
       隨著分布式光伏進入綠電市場的腳步臨近，建議在以下三個方面進行政策設計，以便分布式光伏更好地參與國內綠電市場，釋放環境價值和社會價值。
       一是制定更為細致的規則，明確聚合商參與形式。目前，分布式光伏項目參與綠電交易較為可行的方式為聚合方式，但是聚合商參與綠電交易的身份需要更為細致的政策支持，主要涉及盈利模式的確定、與電網的結算方式以及電站與聚合商的結算方式、綠證權屬的明細等細節，這些都需要政府主管部門做好政策頂層設計，并完善配套交易規則，明確分布式光伏項目參與綠電交易的程序和模式。
       二是通過中國核證自愿減排量（CCER）來實現環境價值。目前，受限于CCER方法學要求，集中式海上風電和光熱項目可以通過申請CCER獲得額外收益，但分布式光伏項目尚未開發出合適的方法學支持其參與碳市場。分布式光伏項目由于其良好的額外性和環境效益，可以通過申報CCER參與碳市場，建議參考國際上規劃類減排項目的申報原則，開發出類似方法學并簡化申報流程，從而支持分布式光伏項目更好發展。
       三是通過政策打開用戶側綠電需求，提升需求量。目前，綠電或綠證交易規模尚在提升過程中，整體上處于供大于求的狀態，如何有效拓展用戶側綠電或者綠證的應用場景，有效途徑是提高需求量，如推行能耗“雙控”轉變、新能源最低消納量、碳-電聯動機制等。