截至6月底，全国可再生能源发电总装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，其中太阳能发电装机4.71亿千瓦，约占我国总装机的17.4%，成为我国第二大电源，仅次于煤电！
2023年7月20日，由中国光伏行业协会、宣城市人民政府联合主办的光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会在安徽宣城召开。
针对行业当前的发展现状，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾在会议致辞中指出：
坚持市场化、法治化原则，推动行业高质量发展，呼吁各地科学规划产业布局，谨慎引导产业落地，优化营商环境，避免低水平重复建设，防止无序竞争、恶性竞争；
坚持系统观念，更好融入新型能源电力系统。作为装机规模第二大电源，光伏行业要主动适应系统，进一步降低成本，破解能源转型的不可能三角。深入研究新能源参与电力市场，积极做好包括分布式在内的光伏发电，全面进入电力市场的各项准备工作；
坚持问题导向，进一步规范整县试点和户用光伏市场，促进分布式光伏持续健康发展。各市场开发主体可参考近期开展的关于分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作内容，配合电网企业加强分布式智能电网建设改造，有效提高配电网接入分布式光伏能力。
文字实录如下：
今年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年。在全行业的共同努力下，我国光伏行业继续保持良好发展态势。
一是装机规模持续快速增长。上半年，光伏发电新增7842万千瓦，占新增电源装机的56%；截至6月底，累计装机约4.7亿千瓦，已经是我国装机规模第二大电源，仅次于煤电。
二是带动固定资产投资效果明显。上半年，光伏发电完成投资超过1300亿元，约占全部可再生能源完成投资的50%，为后疫情时代经济恢复增长发挥了重要作用。
三是发电量不断增加，消纳利用总体保持较高水平。上半年，光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长约30%，平均利用率约98%。
四是技术水平不断进步。部分量产先进电池的效率达到25.8%，异质结、钙钛矿等新型电池商业化进程明显加速。
五是产业各环节特别是硅料环节产能充分释放，行业价格回归常态。
“十四五”以来，以光伏为代表的新能源已经进入大规模、市场化、高比例、高质量跃升发展的新阶段，发展的思路更加清晰，发展的空间更加广阔。为推动行业持续健康发展，我们不断完善行业政策，优化发展环境，上半年重点开展了以下工作。
一是坚持集中式和分布式并举，持续扩大装机规模。集中式方面，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设加快推进，第一批9705万千瓦基地项目已全面开工，计划今年底全面投产；第二批基地陆续开工；第三批基地已形成项目清单。三批基地中，光伏发电规模占六成以上。
分布式方面，整县屋顶分布式光伏发电试点工作不断规范，带动全国分布式光伏发展持续向好。各地形成了很多好的经验和做法，开创了“德州模式”等创新发展模式。我们上半年到山东、河北、河南、浙江、江苏、辽宁等省份开展了试点工作专题调研，形成了试点工作评估办法和初步的促进和规范户用光伏发展思路，下半年将抓紧推动落实。
二是完善要素保障，优化行业发展环境。3月份会同自然资源部、国家林草局印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》，在落实最严格耕地保护制度的同时，提出了光伏发电项目用地分类管理的制度安排，明确了耕地和林地、草地等其他农用地的使用方式，并对按照既有用地政策批准的项目等历史遗留问题做了较好的衔接，光伏发电用地政策基本明朗。
三是以问题为导向，不断解决发展堵点。针对中东部地区分布式光伏发展快、配电网特别是农村电网承载力不足问题，在大量调研并反复征求各方意见基础上，我们开展了分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，选择山东等6个典型省份，逐步探索，积累经验，着力解决分布式光伏接网受限等问题。针对社会普遍关注的分布式光伏纳入绿色电力证书体系事宜，我们也正在加强完善绿色电力证书制度，做好可再生能源绿色电力证书全覆盖相关工作。
四是加强部门协调，开拓发展空间。我们在山东、浙江等省份先行先试基础上，今年正式启动了海上光伏。上半年会同自然资源部（海洋局）相关部门，由司领导带队，分别赴山东、浙江和福建调研，形成了海上光伏初步发展思路。同时，我们还支持一批海上光伏项目纳入大型风电、光伏基地，作为重点项目，做好用地用海要素保障，积极探索试点，为大规模推广积累经验。
此外，在“交能融合”领域，我们与交通部相关机构共同开展了分布式光伏和交通融合发展的研究，形成了初步的“高速公路 分布式光伏”融合发展思路和政策措施建议，争取尽快形成政策文件，有所突破。
在取得一系列成绩的同时，我们也要清醒认识到，光伏行业距实现碳达峰、碳中和目标要求，实现高质量发展仍有很大距离。在百年未有之大变局加速演进下，光伏产业国际国内发展环境日新月异，机遇与挑战并存。
国际上看，一方面俄乌冲突加速了各国特别是欧盟国家能源转型步伐，几乎所有国家都意识到发展光伏等新能源不仅是实现能源清洁低碳转型的重要措施，更是实现能源独立、保障能源安全的根本之策、长远之计。另一方面，美国、欧盟等国家和地区出台多项强有力政策，支持本国新能源产业发展，积极谋求产业链再造和全面本土化。
国内看，一方面，双碳目标的提出为我国加快发展以风电、光伏为代表的新能源凝聚了广泛共识，新能源特别是光伏发电发展空间巨大、前景广阔。另一方面，短期看，光伏产业上游扩产规模巨大，已经出现一些过热苗头，各地配置新能源项目强制捆绑产业，更加剧了乱象。
今年上半年，光伏发电因疫情后项目集中投产等多方面原因，新增装机规模大幅增长，电力消纳及电网接入矛盾更加凸显，行业大起大落的风险也在加大。整县屋顶分布式光伏开发试点以及户用光伏开发仍有侵害农户利益等情况发生，需要进一步规范；随着分布式光伏规模快速扩大，配电网承载力不足矛盾突出，分布式光伏参与电力市场已经提上议事日程等。这些问题需要各方共同努力推动解决。下面，借本次会议我谈四点建议。
一是坚持创新是第一动力，巩固全球领先地位。希望企业、研究机构等牢牢抓住创新这一核心竞争力，进一步加大基础理论研究和创新投入，利用好应用市场需求旺盛特别是大型风电光伏基地建设的契机，积极推动先进技术的规模化应用，超前布局前沿技术和颠覆性技术，持续降本提质增效，谨防被“弯道超车”或者“变道超车”，巩固光伏产业的全球领先地位。
二是坚持市场化、法治化原则，推动行业高质量发展。希望各有关方面要按照党中央国务院关于加快建设全国统一大市场要求，坚持“有效市场、有为政府”的原则，认真做好行业分析和市场研究，树立互利共赢的理念，积极构建良好的产业生态，加强行业自律，理性投资决策。
在此也呼吁各地要科学规划产业布局，谨慎引导产业落地，优化营商环境，避免低水平重复建设，防止无序竞争、恶性竞争，共同维护产业链的安全平稳可靠，确保市场秩序的规范有序。光伏行业协会也要进一步发挥桥梁纽带作用，及时跟踪产业变化，引导行业自律。
三是坚持系统观念，更好融入新型能源电力系统。目前，我国正在加快建设新能源占比逐渐提高的新型电力系统，作为装机规模第二大电源，光伏行业肩上的责任更大，面临的压力更大，要主动适应系统，积极融入系统。要进一步降低成本，促进低成本转型，破解能源转型的“不可能三角”。
要优化电站设计，加强功率预测准确性，确保光伏电力发得出、用得好；要深入研究新能源参与电力市场，积极做好包括分布式在内的光伏发电全面进入电力市场的各项准备。我们也将会同和配合有关方面研究适应新能源特点的电力市场机制，稳定投资预期。
四是坚持问题导向，进一步规范整县试点和户用光伏市场，促进分布式光伏持续健康发展。目前，部分分布式光伏快速增长的地区正在结合本地实际，有针对性地研究出台相关政策措施。各有关方面要根据形势变化，及时调整和优化开发模式，按照“谁投资、谁受益、谁运维”的原则，规范备案、建设、并网和运维，确保光伏发电系统安全可靠运行，切实维护农民的合法权益，杜绝因农民利益受损影响全行业持续健康发展情况发生。
同时，各市场开发主体、研究机构可参考我们近期开展的关于分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作内容，配合电网企业，加强分布式智能电网建设，有效提高配电网接入分布式光伏能力。
各位嘉宾、各位同仁，当前我们正在全面学习贯彻党的二十大精神。我们将与大家一道，认真落实党中央决策部署，根据行业发展的新情况新问题不断完善政策体系、优化发展环境，规范开发秩序，促进光伏行业持续健康发展，为助力我国如期实现碳达峰碳中和目标、促进经济社会发展贡献光伏力量。
分布式光伏如何进入电力市场？
2021年，分布式光伏装机容量首次超过集中式光伏。探索分布式光伏参与绿电及碳市场，利用市场化手段代替政策性补贴持续激励行业发展将成为重点探索方向。分布式如何参与电力市场，体现绿色价值呢？兴业研究分析师冯逸夫、兴业研究首席分析师钱立华、兴业银行首席经济学家 华福证券首席经济学家鲁政委在《探索分布式光伏参与绿电及碳市场的新业态 》一文中认为未来电力系统将会更加去中心化，发展建设分布式能源体系正在逐渐成为重点，将逐步形成多能互补的综合能源结构。目前，全国多个地方省市设立试点区域及项目尝试分布式光伏参与虚拟电厂（VPP）、绿电交易以及碳市场，未来将产生多种模式的新业态。
一、 聚合分布式光伏参与绿电市场
1.1 分布式光伏接入虚拟电厂平台
目前，我国有31个省、市地区已经明确“十四五”期间可再生能源发展目标，其中新增光伏装机容量总计达到390GW（吉瓦）。2021年，我国新增光伏电站54.88GW （吉瓦），其中分布式光伏达到29.28GW （吉瓦），占比55%， 分布式光伏装机容量首次超过集中式，其累计装机容量已经占全部光伏并网容量的三分之一。根据清华大学预测，中国的城乡建筑房顶有近28亿千瓦的潜在光伏装机容量，未来分布式光伏或将占到光伏总装机目标的60%-70%。
随着城乡建设中大量的分布式光伏建设并网，全国正在大力探索将分布式光伏接入虚拟电厂（VPP），以聚合形式参与绿电交易、电力辅助服务等其他与电网互动业务的多元化场景。
1.2 分布式光伏参与绿电交易
分布式光伏接入VPP参与绿电交易将直观提升其电量价值。目前，国内各大电力交易中心关于绿色电力交易品种中已经纳入分布式光伏，例如《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》中明确， 分布式新能源可以通过聚合的方式参与绿色电力交易。
参与绿电交易的具体收益分析预期以深圳市为例，2023年广东省可再生能源交易电能量均价为0.529元/千瓦时，环境溢价均价为0.021元/千瓦时，而煤电集中竞争交易的成交均价为0.554元/千瓦时。若分布式光伏参与绿电交易，暂按绿电成交平均价格估算，则交易电价约为0.551元/千瓦时，而广东省目前的光伏上网电价为0.453元/千瓦时（当地燃煤基价）， 相当于分布式光伏每上网一度电参与绿电交易可以多盈利近0.1元，比现阶段的集中式上网售电模式的获利增加将超过20%，预期对进一步激励行业发展十分可观。应该说，全国多省市的绿电供需仍处于逐步建立平衡过程当中，绿电的环境溢价尚未完全体现，未来绿电的平均电量价格加上环境溢价仍有上浮空间，届时分布式光伏的收益会有进一步提升。
1.3 分布式光伏参与绿证交易
分布式光伏纳入绿证交易可以增加一定发电收益。在交易形式上，分布式参与绿证核发及交易可以考虑以项目方自身作为主体，也可以参考绿电交易中以VPP负荷聚合商为主体。 在交易收益上，分布式光伏参与绿证交易可能会有两种情况：一是针对上网参与绿电交易部分的绿证，由于在绿电交易中将实施“证电合一”，绿证的环境价值可通过绿电交易中的环境溢价体现；二是针对光伏发电中不参加绿电交易的绿证，主要是自发自用电量部分，绿证交易可以“证电分离”。以平价光伏绿证的线上挂牌价格为50元/个估算， 则光伏发电可增加收益为0.05元/度。
1.4 各类分布式光伏参与绿电市场收益简析
通过建立模型分析各类发电模式和场景中的分布式光伏电站，并对 现有模式下电网公司收购全部上网电量和 未来参与绿电及绿证交易的模式机制分别估算电费收益，对比分析得出获益提升情况。
模型中以1kw（千瓦）的装机容量为例，地点选取在深圳市，每年发电量约为1200度。
对于采用“自发自用，余电上网”模式的一般工商业光伏项目，自用电量比例取70%，上网比例30%估算，则一年自用电量为840度，上网电量为360度；现有模式下，自用部分的电价按照深圳市一般工商业的峰段和平段电价取平均值计算，约为0.837元/度，上网电价为当地燃煤基价0.453元/度；参与绿电及绿证交易的模式下，理想假设所有自用电量部分的绿证进行交易获益，则收益单价相当于基础电价加上0.05元/度，为0.887元/度，同样假设上网电量全部参与绿电交易，单价取绿电交易平均价格为0.551元/度。经计算，现有模式的年发电收益为866元，参与绿电及绿证交易的年发电收益达到943元， 整体收益提升9%。
对于采用“自发自用，余电上网” 模式的户用光伏项目，自用电量比例取30%，上网比例70%估算，则一年自用电量为360度，上网电量为840度；现有模式下，自用部分的深圳市居民电价为0.663元/度，上网电价为0.453元/度；参与绿电及绿证交易的模式下，用同样方法估算，则自用部分单价为0.713元/度，上网部分单价为0.551元/度。经计算，现有模式的年发电收益为619元，参与绿电及绿证交易的年发电收益达到720元， 整体收益提升16%。
对于采用全额上网模式的一般工商业以及户用光伏项目，年上网电量为1200度；现有模式下，上网电价为0.453元/度；参与绿电及绿证交易的模式下，用同样方法估算，上网部分单价为0.551元/度。经计算，现有模式的年发电收益为544元，参与绿电及绿证交易的年发电收益达到661元， 整体收益提升22%。
二、 探索分布式光伏参与碳市场
2.1 分布式光伏参与碳市场的途径
分布式光伏理论上可以通过三种形式参与碳市场： 碳排放配额，国家核证自愿减排量（CCER）和碳普惠。
分布式光伏通过碳排放配额参与碳交易市场。在能源消费侧，用能企业的外购电力涉及到碳排放核算，通过购买绿色电力可以减少自身碳排放量，从而间接参与到碳市场中，实际上是通过绿电交易转移环境权益的一种体现。浙江省发布的《关于开展2021年浙江省绿色电力市场化交易试点工作的通知》中明确，在省内企业用电碳排放指标计算原则制定阶段，《浙江绿色电力交易凭证》主动纳入碳排放指标管理体中。湖州市发布的《湖州市绿电交易与碳效结果应用细则（试行）》中明确，将绿电交易与碳效评价结果相结合，纳入企业碳效评价体系，通过绿电交易减少的碳排量在企业碳排总量中进行抵扣，提升碳效等级。2021年9月，富钢金属通过购买700万千瓦时的绿电，抵消4000吨二氧化碳排放量，成功实现碳效等级“降级” [5]。
分布式光伏通过国家核证自愿减排量（CCER）交易未来若出台新规则办法，例如借鉴分布式新能源通过聚合方式参与绿电交易，明确一类主体将分布式打包参与CCER或将可以调动市场参与的积极性。
分布式光伏将成为构建市场化碳普惠机制的“桥头堡”。
2.2 各类分布式光伏参与碳市场收益简析
分布式光伏参与碳排放交易市场， 在交易收益方面，分布式光伏参与碳交易市场，按照全国碳市场中电力平均排放因子的最新版数据为 0.581 吨/MWh（兆瓦时）估算，碳价大约在60元/吨，那么光伏发电通过碳交易获取收益大约为0.034元/度。
和上述分析分布式光伏参与绿电市场的方法相似，通过建立模型分析 光伏参与碳市场对比 现有模式的获益提升情况，模型中仍以1kw（千瓦）的装机容量为例，地点选取在深圳市，每年发电量约为1200度，一般工商业自用消纳70%，农户自用消纳30%。
对于采用“自发自用，余电上网”模式的一般工商业光伏项目，现有模式下，深圳市项目的自用部分电价约为0.837元/度，上网电价为0.453元/度；参与碳市场的模式下，假设所有电量参与碳市场获取环境收益，则收益单价相当于基础电价加上0.034元/度，自用部分单价为0.871元/度，上网单价为0.487元/度。经计算， 整体收益提升5%。
对于采用“自发自用，余电上网” 模式的户用光伏项目，现有模式下，自用部分的深圳市居民电价为0.663元/度，上网电价为0.453元/度；参与碳市场的模式下，则自用部分单价为0.697元/度，上网部分单价为0.487元/度。经计算， 整体收益提升7%。
对于采用全额上网模式的一般工商业以及户用光伏项目，现有模式下，上网电价为0.453元/度；参与碳市场的模式下，上网部分单价为0.487元/度。经计算，现有模式的年收益为544元， 整体收益提升8%。
三、 分布式光伏参与绿电及碳市场的趋势展望
3.1 科学制定碳排放因子
分布式光伏参与绿色电力交易，绿证交易以及碳市场中，获益价值集中体现在 电量价值和 环境价值两个方面。
在电量价值方面，电网收购分布式光伏电价为燃煤基价，绿电交易平均电价基本在燃煤基价和煤电挂牌价格之间。预期未来在电力改革中，将进一步还原电力商品属性，同时体现碳排放权等对于火电的附加成本升高和溢价，绿色电力的电量价值也将进一步提升。
在环境价值方面，无论是绿证或者碳市场，均涉及到绿色零碳电力转换碳排放的方法学问题。根据目前的碳排放核算方法，一 是各区域以及全国电网的排放因子核算中已经涵盖了新能源发电，分布式光伏参与到绿证、CCER以及碳普惠的过程中 依据发电量和平均排放因子核算环境权益会导致重复性核算；二是以总量平均的碳排放因子核算新能源的环境权益在一定程度上不够严谨，电网中无论集中式或分布式新能源都存在间歇不稳定的特点，不同时间下电网中存在的各类能源发电量占比是动态变化的，相应的排放因子也是实时动态的。长期来看， 需要建立动态电力排放因子的核算机制来调节促进电网负荷侧和电源侧平衡匹配以及提升新能源消纳率。目前，浙江省湖州市发布了全国首个区域性动态电力碳排放因子，通过精细化衡量分时刻区域的度电碳排放，以柔性精细化的方式提升能源利用效率，推进能源领域高效智治 [8]。
3.2 环境权益在多个市场中需要考虑统筹协同
预期在未来一段时间内，将出现绿电、绿证交易、碳市场并行的局面，而这三个市场都可以成为分布式光伏以及其他可再生能源项目实现环境权益参与市场交易实现变现的途径。目前三个市场均为自愿交易市场，在规则上相对独立，分管部门和交易产品各不相同，但各个市场均是面向国家碳达峰碳中和的总体目标，在政策机制及参与主体等方面存在高度的相似性。 随着更多种类的主体参与市场交易，各类市场覆盖新能源范围将愈加重叠， 环境权益将可能通过多个市场交易重复变现，环境效益也涉及重复计算，需要考虑各类市场间的统筹协同。
分布式光伏或将成为探索各类市场协同创新的切入点。一是分布式能源系统的重要性，建设灵活、柔性、可调的用户侧，加强调用分布式电源、储能、电动汽车等设施，以及发展负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等将成为构建绿色新型电力系统的重要关键环节。二是探索分布式光伏的各类市场机制容错率较高，例如绿证市场中纳入集中式光伏和风电进行交易主要目的是缓解政府补贴资金缺口压力，市场化模式机制创新的容错率相对较低，而大量场景下的分布式光伏采用平价上网已经具有成熟且可闭环的商业模式，未来探索更多市场机制的容错率相对较高。
3.3 参与绿电及碳市场或将重点利好户用光伏
分布式光伏参与绿电、绿证以及碳交易市场，从而提升电量价值和环境价值，将重点利好户用光伏推广。在前述关于各类分布式光伏场景的收益率分析中，虽然模型的设定条件偏于理想化，但仍然可以看出目前参与到绿电及绿证交易中的获益提升明显高于碳市场，并且参与各类型市场交易中对于户用光伏的收益率提升幅度最为明显。在“自发自用，余电上网”的模式中，户用光伏参与到绿电及碳市场的提升收益率（16%和7%）均高于一般工商业（9%和5%）。在“全额上网”的模式中，户用光伏与一般工商业由于上网电价相同，所以收益率提升相同，但一般工商业全额上网的收益远低于自发自用，所以“全额上网”模式参与各类市场同样将主要激励户用光伏。
在户用光伏的实践过程中，虽然“自发自用，余电上网”的收益率高于“全额上网”模式，但很多农户较难理解光伏发电自用消纳部分的发电收益。比如，电网出具的电量结算单据是以上网电量为依据，农户认为自用部分的电量“看不见，摸不到”，导致相当数量的户用光伏项目选择“全额上网”模式。由此，探索分布式光伏参与绿电、绿证交易以及碳市场，对于户用光伏将会全面利好，并且通过关联个人碳账户将会在碳普惠机制中产生更多创新模式，同时响应国家乡村振兴战略。
分布式光伏发电的收益预期变化已经影响投资决策！2022年11月，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》。在2023年1月整月执行完该政策之后，山东谷段用电侧价格降至0.3元/度左右，而大部分的能源合同管理签署价格在0.6元/度以上。该政策执行之后，相比于以前项目，2023年山东工商业分布式光伏投资商的收益率下降了近40%，部分投资商已经暂缓了在山东地区的安装计划；之前签署的固定电价，已经出现业主违约的情况了。7月12日，天津创业环保集团股份有限公司发布公告表示，终止了3个分布式光伏项目的投资，其中在山东的2个项目由于分时电价和分时段发生变化，收益率不达标，故而停止了项目投资。根据公告，天津佳源鑫创公司所属外埠分布式光伏发电项目，包括两个子项，位于山东的两个项目沂水危废厂和文登污水处理厂内实施，总投资为1882万元。因山东地区于2022年11月出台电价调整政策，调整后的工商业分时电价和分时段区间发生重大变化，处于光伏系统工作的白天时段适用电价下调明显，按照原设计方案及调整后的工艺方案测算的项目资本金内部收益率均无法满足公司投资收益要求，因此董事会同意佳源鑫创公司终止外埠分布式光伏发电项目。
来源：中国光伏协会、兴业研究、智汇光伏等
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