电力市场助力新能源破局 分布式光伏绿电交易新进展

数据显示，2024年一季度，全国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%，其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。

随着我国可再生能源装机规模不断攀升，可再生能源发电量也快速提升。2024年一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%；其中，风电光伏发电量达4253亿千瓦时，同比增长25%。大规模的可再生能源电力在降低电力行业碳排放的同时，会给电网安全稳定性带来风电，也面临着越来越大的消纳问题。

与此同时，新能源装机规模的增长也推升了新能源配储规模，在新能源配储参与电网调度机制不完善的背景下，储能的利用率低下的挑战也十分巨大。在此背景下，进一步完善电力市场交易，推动绿电和储能积极参与电力市场，通过市场化方式促进新能源电力消纳和储能利用率提高，成为破解新能源消纳难题，推动新能源电力高质量发展的关键举措。

进一步完善电力市场中长期交易市场和现货交易规则，从促进新能源电力市场化消纳的原则出发，制定符合新能源电力特点的交易规则。并探索建立面向新能源和储能的容量补偿机制，帮助回收新能源投资的固定成本和提高其经济效益。

在系列电力市场改革措施推动下，我国新能源市场化交易电量占新能源总发电量比重逐步提升，占比趋近30%。今年3月，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，从政策上明确了由多元化电力市场成员全额保障性收购可再生能源电量相关机制，可再生能源电力交易逐步走向市场化。在政策推动下，多地分布式光伏绿电交易迎来新进展。

2023年12月，江苏省发展和改革委员会、国家能源局江苏监管办公室发布通知，明确江苏境内分散式风电、分布式光伏在具备绿证核发条件并申请成功后，可参与月内绿电交易。今年4月底，国网江苏电力完成相关业务系统改造，为分布式光伏参与绿电交易提供支撑。5月4日，江苏首笔分布式光伏绿电交易电费到账，作为省内首家以分布式新能源电量参与绿电交易的企业，江苏省无锡市轩禾光伏科技有限公司4月份通过绿电交易共获得收益约2900元。截至目前，江苏共有3户分布式光伏客户利用上网余电参与绿电交易，累计成交电量为62.7万千瓦时。

除江苏外，广东、浙江分布式光伏绿电交易也有新进展。4月，粤泷发电公司屋面分布式光伏发电项目在广东电力交易中心系统顺利完成绿电交易， 广东省内首单分布式新能源项目绿电交易重磅达成，开创了南方电网区域分布式光伏项目参与绿电交易的先河。

5月13日，浙江电力交易中心发布关于公开征求《2024年浙江省绿电绿证市场化交易工作细则（试行，修订稿）》意见的通知，文件提出，参与绿电交易的市场主体范围按浙发改能源〔2023〕311号执行。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。5月17日，浙江绍兴建元完成首单市场化绿电交易。

分布式光伏进入电力交易市场已是“势在必行”，还有多个省份也在积极推进。2023年8月，北京发布《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，细则明确，分布式新能源可以通过聚合的方式参与绿色电力交易。2022年12月，深圳市发改委发布的《深圳市关于大力推进分布式光伏发电的若干措施》中提出，加快推动光伏项目以虚拟电厂模式参与电力市场交易，尽最大限度体现光伏绿电价值，探索建立光伏项目绿电交易与碳排放交易衔接的新业态和新模式。

新能源装机规模大增背景下，新能源和储能参与电力市场难题待解。需进一步完善新能源和储能参与电力市场机制，推动新能源更多通过市场化消纳。储能在电力系统的应用，已成为我国能源转型和市场化改革进程中的一个重要技术手段和活跃因素。今年以来，国家发改委和国家能源局相继发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》等政策，优化调峰辅助服务交易和价格机制，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值，“新能源+储能”参与电力市场的经济效益将得到显现。

国家能源局综合司发布《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》，规则进一步明确了绿证工作的职责分工、绿证账户、绿证核发、交易及划转、信息管理、绿证监管等方面工作要求。作为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，绿证是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。此次规则提出绿证现阶段仅可交易一次、有效期2年。明确绿证核发和交易的具体规则有助于进一步促进绿证的开发、交易和消费，促进我国可再生能源电力的发展。

近期，《绿色电力交易专章（征求意见稿）》中也在国家层面对绿电交易机制和价格机制进行了规范，并鼓励签订多年绿电购买协议，推动跨省区优先发电计划中的绿色电力，通过参与绿色电力交易的方式予以落实。