分布式光伏全面入市后经济性与商业模式分析及如何开发2026-2027_展会资讯_资讯

分布式光伏全面入市后经济性与商业模式分析及如何开发2026-2027

自发自用模式下光伏与储能经济性分析

自发自用部分电量的经济性，将直接影响分布式光伏项目的投资回报率。如本文1.2.1 部分指出，2025 年以来的多个政策都明确了未来分布式新能源必须更加侧重本地消纳，《管理办法》、“650 号文”等政策中都对新能源项目自发自用比例提出了明确要求，且有往后逐步提高的趋势。自用部分电量经济性的主要体现是降低用电成本，因此，自用部分发电成本与购电成本之间的比较是这部分电量经济性的核心。本报告将分别讨论工商业与户用分布式项目的情况。

分布式光伏发电成本已经在全国范围内显著低于工商业购电成本，并将在未来两年继续小幅下降。目前，根据不同场景和装机规模，我国分布式光伏系统初始全投资成本约在2.3–3.0 元/ 瓦区间，预测2025-2027 年间小幅下降。其中，光伏组件、逆变器、支架、电缆和并网设备构成了投资成本的一半以上。相较于集中式光伏地面电站，分布式光伏开发可以避免一次性土地成本、建安费用也较低，但需要支付屋顶使用（第三方开发模式）和屋顶加固费用。针对工商业、户用等不同应用场景，投资成本的差异一方面来自设备、物流和安装的规模经济性，另一方面也很大程度受到渠道费用等非技术成本影响。假设初始全投资成本为2.59 元/ 瓦，根据不同地区的日照条件，分布式光伏平准化度电成本在0.16–0.30 元/ 千瓦时区间。展望未来两年，投资成本变化的主要驱动因素仍会在设备环节，除了技术持续进步带来的效率提升，部分核心设备其将受到光伏行业“反内卷”、国内年度装机量下滑等多重因素影响，综合考虑，我们认为到2027 年度电成本有望进一步减少3% 左右，总体保持相对稳定。

未来两年，我们判断全国绝大多数工商业用户的电网购电成本总体水平保持稳定、日间购电价格可能进一步下降。具体而言，工商业用电成本由四大部分组成：发电侧上网电价、输配电费及线损、系统运行费用和政府基金附加( 图表22)。

未来两年发电侧上网电价或将有所下降，同时系统运行成本将逐步上升，工商业零售价格平均水平总体稳定。但随着现货市场推广建设以及光伏渗透率进一步提高，更多省份的工商业用户或将面临更大的日内价格峰谷差，日间光伏发电时段购电价格更低，直接降低分布式光伏经济性。我们分别对上述四大组成部分进行分析：

• 发电侧上网电价总体水平将稳中有降：到2025 年底，我国将“实现省级现货市场基本全覆盖”，煤电在大部分省份仍然是主力电源，决定现货价格走势的主要因素包括整体供需关系、动力煤价格以及新能源渗透率。随着我国2023 到2025 年新建煤电规模大幅攀升，目前大部分省份电力供给属于总体过剩状态，叠加动力煤价格持续低位运行，作为大部分时段出清机组的煤电难以大幅脱离实际成本报出高价，意味着煤电在现货市场中的报价范围大约在0.25 到0.4 元每千瓦时的范围。另一方面，随着新能源、特别是光伏渗透率的持续提升，日间低电价甚至零电价的现象会在更多省份、每天更长时间内持续发生。对于水电为主力的省份，平均价格水平也将与来水情况密切相关。关于这部分的更多详细分析，可参见落基山研究所发布的报告《2025 电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》中的第一部分

发电侧上网电价与零售市场价格联动进一步增强：近年来，由批发市场形成的发电侧上网电价对零售侧分时电价的指导作用愈发显著，在现货市场运行省份更为明显。以山东省为例，该省在过去几年多次调整零售侧分时电价时段及价格水平，逐渐与现货价格曲线形态高度一致。例如，在6 月0:00-6:00 时段从低谷段变为平段，而7:00–12:00 点由平段变为谷段，整个夏季的22:00–23:00 时段均由平时段调整为尖峰时段，与该省高光伏渗透率影响下的现货市场曲线形态高度相关。目前，全国已有24 个省网，将日间部分时段调整为谷段甚至深谷段，部分西本省份谷段时间长达8 小时，基本覆盖光伏出力时段。随着光伏装机进一步提升，我们预计更多省份将会在日间设置更长、更深的谷段。关于这部分的更多详细分析，可参见《2025 电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》中的第一和第八部分。

• 系统运行费用逐步提升：系统运行成本主要由三部分组成，即辅助服务费用、容量电费及新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用。展望未来，随着新能源渗透率的逐步提高，辅助服务中的调频和备用需求或将有一定提高；容量电费必将逐步上涨，主要原因包括将煤电容量补偿费用将持续逐步提高、更多技术（如电化学储能）进入容量补偿机制、更多抽蓄电站陆续投运等；此外，新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用与新能源项目参与量有关，我们预计未来两年，2025 年6 月1 日之前并网项目所需要的机制电价差价结算费用总体维持稳定，同时每年会不断有新项目加入，因此短期内这部分费用会持续攀升。此外，我们判断在大部分省份，这部分总费用上升幅度将超过工商业电力需求增长幅度，意味着平摊到每度电的费用也会提高。关于系统运行费用的更多分析，可参见《2025 电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》中的第三和第四部分。

• 输配电价、线损和政府性基金及附加保持相对稳定：2026 年，我国将进入输配电价第四监管周期，有关新规和价格标准预计将在2026 年上半年下发。对于常规工商业屋顶光伏项目，我们预计相关费用及政府性基金及附加皆不具备大幅度下降的空间，总体维持稳定。

• 针对绿电直连项目的相关规定：据“1192 号文”，绿电直连项目的线损部分按下网电量缴纳（与传统屋顶分布式一致）；对可靠性要求相对不高的项目，输配电费部分按占用的变压器容量缴纳，对可靠性要求高、需要进行容量备份的项目则仍然执行传统的两部制输配电价模式；系统运行费用暂按下网电量缴纳，但将逐步过渡到按占用容量缴纳；政府性基金及附加则按全电量缴纳。

综合以上分析，由于同一地区天气情况通常较为一致，导致光伏发电时段重合度高，更多的光伏装机（无论是集中式还是分布式）将进一步拉低该地区所有光伏发电所能获得的直接或间接收益，这个现象也通常被成为“价格蚕食”。此趋势将削弱分布式光伏自用部分的经济性，换而言之，自用部分光伏能为用户节省的购电费用将减少。但对于自发自用部分电量，用户并不需要缴纳输配电价、线损、系统运行费用和政府性基金及附加，这也将在一定程度上弥补上网电价下降所带来的损失。

打破光伏“价格蚕食”现象的核心在于打破光伏发电和用电的时空一致性，对于分布式光伏项目，只有打破时间一致性是可行选项。从空间角度而言，打破一致性意味着将光伏发电进行较长距离的输送，在全国多个省份光伏渗透率都逐步提高的背景之下，某一地区将越来越难以将某个时段过剩的光伏发电输送给另一个地区并获得较大溢价，除非两地之间存在显著的天气差异，但这样的条件往往难以精确预判频率。另一方面，由于我国东西跨度较大，客观上存在一定的日照时间差，特别是在东部华灯初上、西部太阳角度仍然较高的情况下，可以由西往东进行长距离输送并获得高于午间的价格收益，但这一举措仅适用于少部分集中式项目。对于分布式项目而言，只有打破时间一致性才能缓解“价格蚕食“的现象，主要手段包括使用储能或者实施需求侧灵活性（主要是当中的负荷移时手段），后者通常因负荷所在行业的生产行为、行业周期、对电价的格敏感度等原因有较大差异，相比之下储能更容易在各种负荷类型中进行推广。

工商业分布式光伏与储能互动发展方兴未艾，却是必然趋势。使用储能打破光伏“价格蚕食”的核心是在光伏发电量大、上网和零售电价低的时段吸纳光伏发电，再于晚高峰等价格高的时段放电。虽然原理简单，但目前我国这样的案例并不多见。大部分归属同一工商业用户的光伏和储能项目之间并没有产生互动。一方面，由于不存在自发自用比例限制，且余电上网价格相对可观（一般为当地煤电基准电价，在0.25–0.46 元之间），光伏项目普遍执行“自发自用、余电上网”的模式。另一方面，由于工商业分时电价已经在各省普及，且大部分省份日内最大价差都在0.6 元以上，可以覆盖2–4 小时的锂电池单次充放成本，储能则执行“低价下网充电、高价放电自用”的模式。此外，更为重要的是，工商业分布式光伏与分布式储能的开发主体通常不一致，因此两方开发商及用户之间还需要达成多种共识，比如储能从光伏项目充电时需支付的价格、光储联合运行的最优策略等，一定程度上降低了项目经济性、增加了协调难度。此外，独立的光伏资产与储能资产都有相对成熟的、标准化的财务测算模型，行业长期发展之后在主要电力央国企和金融企业之间形成了较为统一的风险认知和定价模式，使得资产的融资和交易都更为通畅。相比之下，用户侧光储互动项目发展起步较晚，开发主体、融资主体、投资和收购主体之间缺乏对新业态的统一认知和风险衡量工具。尽管如此，在新的政策环境下，我们认为上述因素在两年内会看到显著改变：

• 储能成本将进一步下降：目前，工商业用户侧2–4 小时锂电池储能单次充放成本基本在0.45-0.48 元之间，若考虑和用户分成，则单次充放成本一般要提高25–40%。未来两年，考虑到大电芯在工商业储能系统的应用及由此带来的成本摊薄，我们认为单次充放电成本还能进一步下降约11%，达到接近0.4 元的水平，详细分析请见“专栏：分布式储能成本与经济性分析”。

专栏：分布式储能成本与经济性分析

我国目前2-4 小时分布式工商业储能系统初始全投资成本约在0.76–0.80 元/ 瓦时区间。电池和电池包（含电池管理系统BMS）组成的电池系统是分布式储能系统的最大成本构成，占比46% 左右，其次储能变流器（PCS）、能源管理系统EMS、本地控制器（PMS）、高压盒等电气控制设备占比10% 左右，含消防和温控系统的箱体及附件占比18% 左右。此外，EPC 总包及其他非技术成本也要占比25% 左右。相比于2h 系统，4h 系统主要可以摊薄PCS 等交流侧设备成本，从而降低了单位造价。近年来，工商业储能在国内蓬勃发展，但户储在国内应用较少。而且由于小型设备单位造价、物流施工成本相对较高、渠道费用等非技术成本也会较高，户储单位投资成本相较于同时长工商业储能投资成本可高达50% 以上。

展望2027 年，2–4 小时分布式工商业储能系统初始全投资成本有望下降11–12%，主要驱动因素为电池系统的技术迭代。预计2027 年587Ah 大电芯会成熟应用在工商业储能系统，由此摊薄箱体及附件部分（BOS平衡系统）成本，叠加电芯成本小幅下降，使得投资成本下降约0.09 元/ 瓦时，除此之外其他部分下降空间不大。对于户储，由于规模限制无法应用更大电芯，户储系统最大的成本下降潜力会在非技术成本方面。

根据上述投资成本，2–4 小时分布式储能平准化（单次充放电）成本约在 0.45–0.48 元/ 千瓦时区间（假设“一充一放”模式，每年充放300 次，日历寿命10 年，能量效率85%，折现率6%），预测到2027 年可进一步下降约11% 达到0.40–0.42 元/ 千瓦时。伴随着越来越多省份调整午段分时电价为平段/ 谷段，“一充一放”将逐步成为工商业储能的主流运行模式，由此带来行业对储能电池日历寿命的关切。目前“两充两放”模式下，行业一般认可电池8 年日历寿命、6000 次循环寿命，而“一充一放“模式下，电池能否保证10 年甚至15年的日历寿命还有待市场验证，日历寿命也将明显影响分布式光储一体系统的经济性。

储能可以帮助光伏达到更高的自发自用比例：在不削减分布式光伏项目规模的前提下，储能可以吸纳负荷无法实时消纳的光伏发电量，一方面可以降低余电上网电量，在满足政策要求的同时更大程度规避“价格蚕食”的风险。另一方面，根据我们测算，目前在大部分省份，光伏度电成本加储能单次充放成本已经低于当前工商业晚高峰电网代理购电价格（图表25），因此，储能可以在晚高峰时段放电，从而降低工商业用电成本。与此同时，相关决策和经营主体也需要紧密关注各省因零售电价政策调整而带来的峰谷价差显著变化。例如，根据《2026 年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》，2026 年市场化用户分时价格将不再执行峰谷浮动政策，改为由批发侧均价传导形成。在现行政策下，陕西省（除榆林地区）各电压等级工商业用户的全年平均日内峰谷价差基本在0.52–0.55 元/ 千瓦时范围内。根据陕西省现货市场今年以来的结算试运行结果，当前日内最大价差的月度平均值基本落在0.28–0.40 元/ 千瓦时区间内，且最低及最高价格出现时间相对不固定，将为光储互动模式的收益率带来更多的不确定性。

光伏可以降低储能充电成本：在绝大部分省份，光伏度电成本与谷段或深谷段电网代理购电价格相比仍然有优势，从分布式光伏充电能进一步降低储能充电成本。

需要更具备综合能力的分布式能源系统开发和投资主体：在当前的政策环境下，未来分布式光伏项目开发主体需要具备一体化分布式能源系统集成与协调能力以及参与电力市场能力，才能在市场化的背景下更好地维持利润、赋能用户。

对于户用分布式光伏，我们认为在当前的政策框架下，两年内平均项目规模将显著下降，光储项目的发展空间也非常有限。居民用户并不进入电力市场，电价调整周期长，其购电价格分为两套系统，一套是居民生活用电价格，另一套是居民电动汽车充电价格，两套系统的价格水平、分时设计等在各省间都存在较大的差异。

• 居民生活用电：各省普遍执行阶梯电价，且第一阶梯价格基本在0.4 到0.6 元/ 千瓦时，基本高于户用光伏度电成本，但低于光伏度电成本与储能单次充放电总成本。同时，大部分省份也设置了居民的分时用电价格，但并不默认执行，需要居民主动申请，据不完全统计，申请使用分时电价的用户比例极低。同时，日内价差基本在0.12 元到0.49 元/ 千瓦时之间（仅广东珠三角地区达到0.81 元/ 千瓦时），低于户用储能单次充放电成本。

• 居民电动汽车充电：大部分省份设置了分时电价，但仅有广东、江苏、甘肃、海南默认执行，其他省份需要在用户报装私人充电桩时选择是否使用分时电价，根据湖北省截止2023 年底数据，申请加入的用户仅占5.1%。各省的居民充电的平段价格与第一阶梯生活用电价格基本相差不大。在默认执行分时电价的四省中，日内度电价差约为1 元（广东省）、0.81 元（海南省）、0.5 元（甘肃省）和0.2 元（江苏省），前二者具备分布式光伏配储的条件。即便如此，在广东省和海南省，城市非别墅区的私人充电桩一般不具备安装分布式光伏的条件，若在农村地区且每日电动车行程里数较高，则或许存在一定的经济性。

值得关注的是，绿电直连方案其实为分布式光伏带来较大的探索空间。对于工商业项目，部分屋顶存在本地负荷不足、无法满足自发自用比例要求的情况。对于居民用户，虽然无自发自用比例要求，但同样存在因居民用电量不足从而导致项目经济性降低的情况。在此背景下，若对相关屋顶资源做好整合，汇流后与附近一个或多个较大负荷进行直连，可打破相关限制、实现屋顶资源更高效的利用，并满足附近用户的绿电需求。此外，此举也能相对有效地解决东部沿海绿电需求大省缺乏绿电直连项目安装场址的问题。

余电上网模式下经济性与商业模式分析

“136 号文”明确要求包括分布式光伏在内的新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成新能源上网电量价格，并同步建立场外差价结算机制，目前分布式光伏项目可通过竞价被纳入机制电量获得收益保障，但长期来看需重视培育参与市场的能力并尽早积累相关经验。各省每年机制电量总规模由国家下达的非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况和用户承受能力确定，竞价前省发改委会在竞价细则中公布本轮竞价项目主体、对应主体的机制电量规模和竞价的上下限，竞价时各省按照报价由低到高的原则确定本轮新增项目的机制电价和入选机制的分布式光伏电量。与此同时，部分省份下一轮的机制电价的竞价上限不得高于上一轮机制电价竞价结果（各省竞价结果见1.2.3 部分图表7）。以山东省为例，分布式光伏在机制电价执行期（12 年）内可获得每千瓦时0.225元的收益保障。而从现货价格表现来看，某分布式光伏项目在2025 年4 月的现货结算均价仅为0.016 元/ 千瓦时，远低于机制电价水平。由此看来参与竞价入选机制电量仍是目前保障分布式光伏增量项目收益的重要手段。但机制电价是过渡机制，会在条件成熟时择机退出，新能源项目最终仍将直接进入市场。此外，在机制电价政策存续期间，其覆盖的比例和价格可能都会逐步下降。因此从长期发展来看，分布式光伏仍需提前布局，逐步提升参与市场的能力并积累相应经验。

各省的分布式光伏入市进度则取决于现货市场建设的推进情况及相关交易规则的修订完善。分布式光伏发电上网电量参与市场交易的方式包括中长期交易和现货交易，其中能否参与现货市场取决于各省现货市场建设的推进情况。对于已进入正式运行或连续结算试运行阶段的省份，分布式光伏上网电量将参与现货市场。截至2025 年11 月，除北京、天津、冀北、西藏外国网省级现货市场和南方区域市场均进入连续结算试运行，实现电力现货市场基本全覆盖目标，为分布式光伏上网电量入市提供了市场条件。在规则层面，分布式光伏入市仍需各省出台“136 号文”实施细则，并同步修订电力交易规则、完善或制定虚拟电厂运营管理办法等配套文件。目前，仅广东、山东完整打通了以上环节（见图表26）；山西省电力市场已转入正式运行近2 年，同时山西虚拟电厂建设运营规则设计较为完善、虚拟电厂入市进程较快，因此本节重点介绍上述三省的分布式光伏入市相关规则设计。

专栏：机制电量入市交易情况

上网电量全面进入市场时，纳入机制电量的部分在参与市场交易后执行机制电价差价结算（见图表27）（详细介绍参见《2025 电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》第四部分），机制电量部分的收益在机制电价的基础上实行“多退少补”，即机制电量部分收益= 机制电量×（机制电价+（现货市场捕获电价- 实时市场交易均价））。承接“136 号文”中“机制电量的部分不再开展其他形式的差价结算”的原则，三省机制电量参与市场交易的实施方案如下：

• 山东：机制电量暂时视作未参与电能量市场交易的上网电量，匹配至居民、农业等保障性电量，执行机制电价。

• 广东与山西开展差价结算，参考的市场均价为月度发电侧实时市场同类型电源加权平均价格，其中山西明确为所有时点和所有节点的加权平均价格。已经纳入机制电量的部分，初期不再开展中长期交易、绿电交易等形式的差价结算，不重复获得绿证收益。

市场规则设计：分布式光伏主体可通过三类方式参与现货市场，其在参与辅助服务市场和获得容量补偿电价方面因省而异

电能量市场参与方面，新能源入市方案及省级市场交易规则均承接“136 号文”设计原则，参与现货市场方式均为报量报价、聚合参与xxvi、作为价格接受者参与三种，在现货市场中的参与方式会同步影响交易主体在中长期市场的参与。不同参与方式对应不同的准入条件，其中独立报量报价准入门槛最高，需要满足电力调度机构提出的有功功率控制、计划曲线跟踪、实时可监测和可调度等技术要求，价格接受者是未选择其他两类方式的默认参与方式（详见图表28）。不同参与方式下可参与的市场交易类型存在差别（详见图表29），独立报量报价和聚合为发电类虚拟电厂可在电能量市场中参与多类品种的交易，参与主体在这两类参与方式下均可建立年度、月度、多日、日前等不同交易周期的多个仓位，增加价格套利空间。价格接受者无法参与中长期市场，仅参与实时市场出清，按实时市场加权平均价格结算，收益渠道较为单一。

辅助服务市场参与方面，由于市场化辅助服务品种不同、且各省现有规则下对提供主体的限制存在差异，各省可参与情况不一（详见图表30）。目前广东分布式光伏及用户侧储能可作为直控型负荷直接或被聚合后参与南方区域调频辅助服务市场，山东分布式光伏及用户侧储能可在聚合后参与调频辅助服务市场，而山西分布式光伏主体暂无法参与辅助服务市场。从规则设计上来看，分布式光伏及用户侧储能参与辅助服务市场仍在起步阶段，未来调频辅助服务或将成为分布式光伏及用户侧储能的重要收益渠道之一。

容量补偿电价方面，山东省针对发电侧设有发电侧市场化容量补偿机制，也是我国目前唯一一个已经在运行之中的针对发电侧的省级容量补偿机制，分布式光伏和配建储能可以通过三种方式获得山东省市场化容量补偿电价。山东省发电侧机组市场化容量补偿根据发电侧提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力获得，用来补偿固定成本。该部分费用按月向工商业用户收取，2025 年山东电力市场规则修订之前用户侧缴纳固定费率的容量补偿费用，代购电用户为0.0705 元/ 千瓦时，用电量越高时市场化容量补偿总额越高，发电侧按照可用容量的比例进行分配。修订之后容量补偿从用电侧计算变到从发电侧计算，目前发电侧容量补偿为核定的容量补偿电价乘以发电侧合计提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力。

报量报价的分布式光伏（含配储）按负荷高峰时段平均上网电量获得容量补偿，日可用容量参照新能源场站执行，即运行日负荷高峰时段电站市场化实际上网电力平均值×（1- 机制电量比例）。负荷高峰目前是工商业用户市场化容量补偿电价尖峰时段，尖峰时段依据分时电价政策执行。尖峰时段分布在16:00–22:00（图表31），此时段分布式光伏出力降低（图表32）。由于出力特性，分布式光伏（含配储）可获得的容量补偿可以忽略不计，若分布式光伏配建的储能不能实现向电网反送电，是否配储不影响获得的市场化容量补偿电价收益。

分布式光伏配建储能无法单独获得市场化容量补偿，但可以完成技术改造后从用户侧独立出来，按照独立新型储能方式参与并网运行考核，报量报价参与市场时，日可用容量参照独立新型储能执行，核心指标包括放电功率和核定放电功率下的最大连续放电小时数。

• 聚合分布式电源与分布式储能的虚拟电厂根据聚合资源类型获得市场化容量补偿费用。分布式光伏（含配储）获得的容量补偿费用，按照双方签订的聚合协议约定结算。

入市开展情况：部分省份已探索分布式光伏聚合参与绿电交易，目前以价格接受者参与为主

分布式光伏市场化交易的实际开展情况以“136 号文”发布为时间界限分为两个阶段。与集中式新能源项目在过去几年已经开展市场化交易不同，分布式新能源项目在“136 号文”发布之前并未大规模进入电力市场，仅在部分省市开展过分布式聚合交易。“136 号文”发布之后，分布式光伏入市的范围由局部探索转向全国推进，项目参与方式也由自愿为主转向默认参与，并根据电力市场规则开展交易和结算（详见上节）。

• 在“136 号文”发布之前，江苏、浙江、广东、安徽四省已开展分布式入市交易，其中江苏、浙江、安徽为分布式聚合交易，即分布式光伏电站被聚合后由分布式聚合商代理参与绿电交易，广东省为单站参与交易，在实践中对分布式光伏上网电量入市的商业模式进行了初步探索。以某分布式光伏聚合商参与江苏省绿电交易为例，分布式光伏电站参与分布式聚合交易前，需要完成在国家可再生能源平台建档立卡、在电力交易中心电站注册以及在交易中心平台与聚合商的在线聚合绑定等步骤，并与聚合商签订委托协议、签署聚合套餐。完成后由分布式聚合商代理参与绿电交易。分布式聚合商在绿电交易中的对手方为售电公司，可参与月度双边协商和月内双边协商的两类交易品种，交易频次各为每月一次，成交电量所对应的捆绑式绿证也同步划转至售电公司，再由售电公司分配给用户。电网对交易的量价进行清分，并对分布式光伏电站、分布式光伏聚合商、售电公司分别结算。在该模式下，相较于传统保障性收购电价，分布式光伏电站可额外获得环境价值部分的收益，从而形成一定的市场化激励，促进分布式光伏电站通过聚合方式入市交易。

• 在 “136 号文”发布后，截至目前，作为价格接受者参与是分布式光伏参与市场的主要形式。独立主体报量报价参与需满足较为严格的准入条件和具备较高的交易能力，目前实际开展的案例可能极为有限。聚合参与方面，以分布式光伏为主要聚合资源的多数虚拟电厂仍处于资质申请和平台接入阶段，尚未形成规模化落地。作为价格接受者参与市场出清和结算在分布式光伏上网电量全面入市初期仍然是最主要的方式。

分布式光伏配储：光储融合对项目入市部分收益影响较小

相当部分地区受限于用户侧储能不得向电网反送电的相关政策，如陕西省26、浙江省宁波市27 等，现阶段分布式光伏配储可增加自发自用电量部分收益，但无法增加分布式光伏配储项目上网电量在电能量市场中获得的收益。当用户侧储能无法向电网反向送电时，分布式光伏配储联合主体仅能在价格较低时段减少上网电量，无法在负荷高峰时段增加出力，即联合主体无法跟随价格信号调整出力曲线。在这样的情况下，配储无法提高分布式光伏在电能量市场中的收益。在唯一有容量补偿机制的山东省，由于无法增加在尖峰时段的上网电量，配储也无法提高分布式光伏所获得的容量补偿收益。用户侧储能暂不向电网反送电的要求与多种因素有关，其一，用户侧储能目前的政策定位聚焦于减少用户在高峰时段的用电需求，从而减少接入电力系统的增容投资28。其二，用户侧储能的并网要求相对宽松。若需要其具备独立储能的功能，安全可靠的支撑电力系统，需要通过技术改造补齐并网、调度可控、计量独立等条件，使之满足独立储能的准入标准。其三，用户侧储能的充电电量以“电力用户用电量”方式进行结算，目前用户侧储能电价政策仅适用于从电网下电这一情景。以户用分布式光伏配建储能为例，储能从电网下电充电时，该部分电量会按居民目录电价计费，工商业用户会承担该部分电量的交叉补贴。如果再允许储能将这部分电量放电参与电能量市场交易，则存在公平性问题。

总结与建议

如何支持以自发自用为主的分布式光伏的开发？

丰富强制与自愿结合的绿色电力消费场景，加速构建绿色电力消费体系

• 加速构建绿色电力消费体系：在国家层面持续逐步提高可再生能源电力消纳责任权重和行业绿色电力最低消费比重，扩大自发自用需求基础。目前，可再生能源电力消纳责任权重所覆盖的重点行业占全国用电量约15%。到2030 年底前，以分阶段、分行业的方式将化学原料和制品、电子、电气机械与器材、金属、纺织等行业逐步纳入，将该比例提高至30% 以上，进一步提升重点用能企业与大型园区用户主动消费绿电的责任与意愿。

• 面向电子产品、家用电器、服装等主要消费品供应链，积极探索强制与自愿相结合的可再生能源消费体系，推动以链主牵头的全链条消费可再生能源的机制，完善相关消费品绿色电力消费核算、认证、宣传等环节的标准，在消费者群体中逐步建立绿色消费的价值观与行为习惯。

出台“源网荷储”新政，松绑绿电直连约束，拓宽多场景应用

• 鼓励在工业园区、商业综合体等建设“源网荷储”一体化项目，如鼓励有条件地区对配置储能的项目给予一定比例的初始投资优惠或税收抵免，同时授权其作为“虚拟电厂”聚合单元参与电力辅助服务市场获取收益。

• 对绿电直连项目，明确并简化其邻近电力用户之间的交易规则。允许位于同一个配电网区域（或台区）内的分布式光伏运营方与周边用户直接交易，促进分布式光伏的就地、就近消纳。

• 在分布式光伏的多场景开发方面，根据中国城镇居民居住条件的实际情况，建议在条件允许的地区与城市试点推广整楼/ 整个小区阳台光伏及阳台光伏+ 储能项目，制定相关标准，并在政策层面提供激励或补偿机制。在农村场景中，积极引导农村能源合作社等新型能源主体因地制宜培育发展模式，强调农村分布式光伏开发与地区主导产业、乡村建设充分协同。

优化分时电价机制，挖掘用户侧储能容量价值

• 优化分时电价机制，将峰谷电价差及分时段价格的设计与现货市场价格（或中长期交易的时段价格）变化趋势挂钩。在条件成熟、峰谷电价参与程度较高的地区试点动态调整峰谷电价。在现货市场先行的地区，尝试实践与现货市场直接挂钩的动态实时电价，使用户能够更真实地感受到电力供应的边际成本信号，从而更积极地参与负荷调节与储能调度。

• 建立与现货市场高电价时段边际成本挂钩的表后储能容量补偿机制，鼓励用户侧储能的大规模安装，使光储协同系统在保供、调峰及削峰填谷中获得合理回报。

扩大绿证需求并强化分布式光伏绿证的管理，体现环境价值

• 推进“电—证—碳”市场协同并压实行业绿色电力最低消费责任，在科学反映环境价值的同时，强化绿证作为考核工具的作用，扩大刚性需求以抬升绿证价格。坚持完善并监督分布式光伏绿证的核发，加速其收益回收过程以增强开发企业投资意愿。

落实“136 号文”关于在机制电价的形成过程中须考虑绿色价值的要求，可考虑要求在报价中单列环境价值并纳入竞价考量，限制非理性报价行为。

• 推进分布式光伏通过代理商聚合交易绿证，缓解分布式光伏绿证体量小且分散的问题，提升其环境价值。

如何促进分布式光伏平稳、有序、尽快地全面入市？

设计激励机制电量参与现货市场的交易机制

• 在国家发展改革委和国家能源局联合发布“136 号文”后，分布式光伏全面参与电力市场成为趋势。为实现平稳过渡，应设计更具灵活性与激励性的电价机制。可通过以“机制电价保底”的方式鼓励机制电量参与现货市场，使光伏项目既能参与市场竞争，又能获得一定收益保障。

• 可参考现货市场价格变化趋势来调整机制电价竞价上限。在使分布式光伏的“余量上网电价”能够更准确地反映市场供需状况的同时，鼓励分布式光伏配置储能参与市场交易。

消除壁垒，释放光伏+ 储能的灵活性价值

• 分布式光伏+ 储能将有效改善其发电曲线与负荷曲线的匹配度，赋能其积极参与电力平衡、削峰填谷，提升参与市场化交易的收益。应取消或放宽工商业用户侧储能不能向电网反向送电的限制（如动态调整反送电上限），充分发挥分布式光伏+ 储能的绿电消纳能力与提供电力系统灵活性的作用。

提供多元化的市场参与渠道及动态容量补偿机制

• 应提供多元化的市场参与渠道，如推进多年期购售电协议（PPA），降低单个分布式光伏参与现货市场交易、辅助服务市场的门槛，为虚拟电厂等聚合分布式光伏参与市场交易的新型市场主体提供公平、透明、标准化的市场参与机制，形成稳定的投资回报路径。

• 对于光伏+ 储能项目，可建立与现货价格挂钩的动态容量补偿机制，按月或年度调整补偿水平，反映系统对灵活性资源的真实需求。

营造对分布式光伏与储能友好的市场交易环境

• 应在国家层面制定并监督执行统一的分布式光伏与储能接入公共电网的技术标准与规范，提供公平、透明、可预期的开发与并网流程及成本边界，防止地方层面对技术验证、接网条件和配网改造要求的层层加码，避免由此产生的额外成本。

• 应完善市场基础设施，大幅降低分布式光伏及储能参与市场化交易的成本，消除其公平参与市场的障碍。特别是在积极推进虚拟电厂等新型市场主体参与市场交易方面，制定聚合商准入与责任标准，建设标准统一的数据交易与结算平台，以及标准化的合同、保险和风险管理产品。针对虚拟电厂等聚合分布式资源的市场主体的平台特点，探索执行与管理集中式电源有区别的、简化的、低成本的平台/ 设备安装、接入、检测及运行调度的技术要求及管理流程。这些配套制度将为分布式光伏的市场化交易提供稳定的制度基础，确保公平竞争与投资安全。

倡导分布式光伏企业的高质量、可持续发展，鼓励培育综合能源及电力市场相关能力

• 坚持品质优先，加强质量管控，提高服务水平，积极参与电力市场与挖掘绿色价值；积极布局“四可”研究，推动发展电网友好型电站。探索与试点更加市场化的商业模式，以交易能力，产品质量、运维服务、知识产权为锚点，努力适应更加市场化的新型电力系统。

践行机制电价竞价反内卷，企业应合理评估电站建设系统成本，理性决策是否投建新项目和参与竞价。坚持不低于系统全成本进行报量报价。

如何缓解公用配电网的承载压力，解决光伏入网难的“红区”问题？

扩大绿电直连适用范围，鼓励多方参与

• 近期推出的“绿电直连”政策是解决公用配电网承载压力的一个有益的尝试，但要求源荷建立“一对一”的连接关系，并对负荷的最小自用电量设置了较高的门槛。这些要求极大地影响了投资绿电直连项目的积极性。因此，应加快扩大绿电直连模式适用范围，探索源荷“一对多”的绿电直连模式。

• 同时，建议支持聚合分布式光伏参与直连，如鼓励以农村地区整片开发/ 户用分布式光伏聚合的形式参与绿电直连，允许聚合/ 整片开发光伏项目通过自建或共建的增量配电网向多个用户供电等，以促进开发商与用电方共建共享，减少对公共电网的依赖。

认可并体现光伏+ 储能对配电网安全运行的贡献

• 配电网规划应综合考虑电力负荷的增长趋势与区域内分布式光伏与储能项目开发的进程，建立前瞻性的规划与审批流程。

• 对于光伏+ 储能项目，可给予接入容量优惠或减免部分系统运行费用，探索建立量化光储协同资源对削峰、备用、电压支撑及延缓配网投资的贡献的系统价值核算方法，以合理的补偿其对电网灵活性和调峰能力的贡献。

应用人工智能与数字化技术，挖掘配电网的分布式光伏消纳能力

• 在技术层面，通过人工智能与数字化技术提升配电网实时运行与光伏消纳能力，包括光伏出力预测、负荷预测、阻塞监测与动态充放电功率调节。