能源新政下分布式光伏的挑战与机遇

吴俊宏能源新政下分布式光伏的挑战与机遇 目录能源新政概述01 分布式光伏面临的挑战02 分布式光伏发展机遇与趋势03 01能源新政概述 新能源最新政策文件▲新能源新政一国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展（发改价格〔2025〕136号） 新能源最新政策文件▲新能源新政一关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展（发改价格〔2025〕136号）针对分布式光伏主要影响推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格；完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易；区分存量项目和增量项目，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期；完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现；对分布式光伙，不管是自然人备案还是企业备案，原则上一视同仁参与市场交易。鼓励分布式光伏项目作为 独立的经营主体参与市场；小而散的分布式光伏可聚合后参与市场。如项目未及时在交易平台注册，也无法找到聚合商，则默认作为价格接受者参与。鼓励分布式光伙、分散式风电自行参与竞价。同时，也允许分布式光伏、分散式风电聚合后统一参与竞价。对于广东这类现货连续运行地区，新能源必须参与实时市场。 纳入机制电量结算电费电量交易电价差价结算电费电量交易电价电量（机制电价-市场交易均价） 注市场交易均价为现货连续运行地区实时市场同类项目所在节点的加权交易均价； 新能源最新政策文件▲新能源新政一关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展（发改价格〔2025〕136号）针对分布式光伏主要影响现货连续运行地区，市场交易均价（差价结算参考价）结算参考价格根据当地同类项目初期项目类型分为集中式光伏、分布式光伏、海上风电、陆上风电所在节点实时市场月度加权均价按实时市场出清的电量与节点电价加权平均确定。现货未连续运行地区同类项目活跃周期中长期交易均价。如此一来，引导项目在负荷中心布局。 新能源最新政策文件▲新能源新政二国家能源局关于印发分布式光伏发电开发建设管理办法（国能发新能规〔2025〕7号） 新能源最新政策文件▲新能源新政二国家能源局关于印发分布式光伏发电开发建设管理办法（国能发新能规〔2025〕7号）分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。 自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏； 非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏； 一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容 量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏； 大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。 新能源最新政策文件▲新能源新政二国家能源局关于印发分布式光伏发电开发建设管理办法（国能发新能规〔2025〕7号） 自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。 一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定。 大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式；在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。 涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。 3月20日，广东省能源局发布关于征求关于转发分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知征求意见稿 暂不明确自发自用比例考虑到我省消纳条件较好，现阶段我省对一般工商业分布式光伏发电项目年自发自用电量占发电量的比例暂不强制要求，后续视情况研究调整。项目投资主体要充分发挥既有供电线路作用，合理确定项目总规模容量。 02分布式光伏面临的挑战 参与电力交易的挑战标杆上网电价向市场化交易电价转变 总体目标到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。 新能源电价由保障性收购发生转变 在“2030 年新能源全面参与市场交易” 的总体目标下，新能源市场化交易不断扩容。国家发展改革委于2024年3月公布全额保障性收购可再生能源电量监管办法（以下简 称 办法 ），符合电力市 场运行机制，避免不计代价消纳绿电带来的市场扭曲。办法明确将新能源项目上网 电量分为保障性收购 电量（“保量保价”优先发电电量）和市场交易电量，并由电力市场相关成员共同承担收购责任。 现货市场交易电价-以山西为例方案 类型 电价机制 电价参数1 传统电价模型 燃煤标杆电价 山西省燃煤标杆电价332元/MWh（稳定电价）2 市场电价模型 实时市场出清电价 2024年实时市场出清价格范围0-1500元/MWh，全年加权均价324.01元/MWh2024年山西省实时市场出清电价与燃煤标杆上网电价示意图 以山西某40MW光伏电站项目为例测算，采用固定电价（0.332元/kWh）方案时，项目投资财务内部收益率（所得税后）为8.74，具备投资可行性；而采用实时市场电价方案时，项目投资财务内部收益率（所得税后）为2.68，投资可行性相对较低。 03分布式光伏发展机遇与趋势 分布式光伏新的挑战与机遇吴俊宏中国能源研究会配售电研究专家 分布式光伏面临的政策机遇 机遇全球双碳目标 配售电改革乡村振兴 提升了分布式光伏的绿色溢价； 配售电改革创新了分布式光伏转型的新兴业态 源网荷储一体化； 智能微电网； 虚拟电厂聚合交易可以充分利用中长期、日前等金融套利交易策略，提升项目经济性。 乡村振兴发展下的地面分布式解决集中式电站指标、消纳意见等矛盾问题。 地面分布式形式农光互补、渔光互补。 分布式光伏三方面创新和趋势技术形态由单一光伏发电项目转为光储一体化甚至光储荷一体化项目。配置储能技术后，使得光伏上网电量和时段更加可控；再加入电力需求侧管理技术，能进一步优化光储荷的整体发用电特性，使得在电力市场环境下更有竞争优势，且减少对配电网容量和统调峰容量的需求商业模式主体身份分布式光伏三方面趋势将由分布式光伏合同能源管理模式转变为用户光伏、储能、售电甚至虚拟电厂的一体化电力托管模式。通过售电、光伏、储能甚至虚拟电厂的交易运营服务为用户降低用电成本。 从分布式光伏发电主体转变为虚拟电厂/微电网新型主体身份。 电力市场运行基本规则已将虚拟电厂作为新型主体纳入电力市场经营主体。可以更加灵活的以买方或卖方参与电力交易，从而为用户创造更大价值 机遇-新型经营主体 智能微电网（源网荷储一体化）无需电力业务许可证，减少了以下风险 项目申报； 配电区域协商和划分；进一步要求电网企业支持其接入； 公平参与市场，减少不能倒送的风险；“新型经营主体是具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。虚拟电厂是运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。智能微电网是以新能源为主要电源、具备一定智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。” THANK YOU