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。而2023年4月14日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》也明确要求，大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设，推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接。

分布式光伏参与绿电市场方面。 深圳市率先探索实施路径，明确推动分布式光伏“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。”

分布式光伏参与碳市场方面。 碳市场参与途径主要包括碳排放配额、国家核证自愿减排量（CCER）、碳普惠等，其中 分布式光伏将成为构建市场化碳普惠机制的“桥头堡” ，江苏省已全面开展试点示范。未来或将进一步尝试 户用光伏链接个人碳账户 进行模式创新。

(相关资料图)

分布式光伏参与绿电及碳市场的收益方面， 经模型分析计算，分布式光伏参与绿电及绿证交易或碳市场对户用光伏收益提升最为显著， 对“自发自用，余电上网”模式的户用光伏收益提升最高可达16%，对“全额上网”模式的收益提升最高将超过20%。

分布式光伏参与绿电及碳市场的获益主要体现在 电量价值 和 环境价值 两方面。未来探索市场机制中，需要进一步科学制定电力排放因子。同时，在多个市场并行推进过程中，需要考虑环境效益重复核算和重复变现的问题。

随着我国能源体系全面转型，新型电力系统正在逐步构建。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。在发展分布式能源系统的过程中，将不断探索应用新模式，尝试构建市场化机制促进行业产业发展。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。

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。深圳市作为全国电力体系改革的试验田，在VPP中率先尝试推出了一系列举措。2022年6月份，深圳市发改委发布的《深圳市虚拟电厂落地工作方案（2022-2025年）》中明确，到2025年，深圳将建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂，进一步促进节能降碳，打造源网荷储高效互动的新型电力系统，助力深圳以先行示范标准完成“双碳”任务。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，“电网企业要积极推广虚拟电厂应用，构建‘源网荷储’高度融合新型电力系统，保障光伏项目电量全额消纳”，“推动光伏项目接入深圳市虚拟电厂管理云平台，实现分布式资源的实时监测和调度”， “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。” 分布式光伏作为电源侧可以通过VPP平台，充分发挥优化配置作用，与有绿电消纳意愿的企业开展交易。为此，深圳供电局正在编制《分布式光伏接入虚拟电厂管理云平台技术规范》，可能于今年年底对外发布

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

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。

我国的绿色电力证书是由国家可再生能源信息管理中心对发电企业的非水可再生能源上网电量颁发具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。 1个绿电证书对应1MWh（兆瓦时）结算电量标准，绿证可进行一次交易买卖，并采取自愿认购原则。 绿证有助于从消费侧入手促进可再生能源长期发展，可以作为我国可再生能源消纳责任的替代性履约方式。 目前国内的存量项目和新建项目均可申请绿证，绿证一直持续核发，但整体交易市场并不活跃，而且只能交易一次。

分布式光伏项目有望纳入绿证核发及交易当中。 目前我国绿证核发的项目主要包含陆上风电和集中式光伏电站，下一步有望将分布式光伏纳入绿证体系。国家发展改革委、国家能源局批复的《绿色电力交易试点工作方案》中明确，由国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心进行绿证核发并转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户，意味着在绿色电力交易中需要执行“证电合一”。全国各省市在尝试推进分布式光伏参与绿电交易的过程中，也会面临绿证核发和分配的问题。此前， 国家能源局已经明确表示，“会同有关方面完善绿电交易、绿证制度，积极研究户用光伏纳入绿电、绿证交易市场，进一步支持户用光伏发展 推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接……”

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。

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%。

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”

分布式光伏通过国家核证自愿减排量（CCER）交易，但短期内还存在一定障碍。 国家发改委在2017年开始暂缓受理CCER交易备案申请，随后碳交易主管部门由国家发改委变更为国家生态环境部，近期生态环境部多次表态争取尽早重启CCER市场，并于2023年3月30日，生态环境部办公厅公布《关于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函》，向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议，这意味着，CCER(国家核证自愿减排量)距离重启又更近一步。虽然目前依据发改委于2021年出台的《温室气体资源减排交易管理暂行办法》，国内外机构、企业、团体和个人均可参与温室气体自愿减排量交易，但对于分散且单一体量较小的分布式光伏项目而言，开发CCER的成本仍然过高 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”。 碳普惠机制意在带动社会广泛参与碳减排工作，对企业和个人节能降碳行为进行有效奖励，是我国多层次碳市场体系的重要补充。分布式光伏的碳减排量同时具备总量可观、计量系统完善并且具有一定科学性的核算标准，应该是目前碳普惠机制中较为理想的交易标的。分布式光伏的主要场景就是一般工商业和户用光伏，与碳普惠的受众群体高度吻合，通过碳普惠机制将分布式光伏的碳减排贡献通过交易方式实现环境权益的变现，将进一步激发市场活力。2021年5月，长三角地区三省一市签署《长三角区域碳普惠机制联动建设工作备忘录》；2022年4月，江苏省发布《“十四五”应对气候变化规划》，提出推动建设覆盖全省的碳普惠体系。截至目前，苏州已有15家光伏企业加入碳普惠平台，同时已有博格华纳、赛峰飞机发动机等20余家企业明确了碳减排量的购买意向，潜在年碳减排量需求超过20万吨

户用光伏或将成为链接个人碳账户和碳普惠机制的重要场景。 例如，在农村地区国家重点开发的整县光伏试点中，大量项目开发采用“光伏贷”的形式，其中在积极探索碳普惠机制的地区，有望将户用光伏产生的环境权益关联至个人碳账户。例如长三角地区和珠三角等地区， 商业银行为农户提供“光伏贷”的同时，可以将户用光伏的发电情况以及相应碳减排情况记录在银行推行的个人碳账户当中， 进而参与到碳普惠机制中的碳交易环节。 对于农户， 户用光伏发电产生的环境权益可以通过碳市场或碳普惠机制变现，提升农户的投资回报和参与积极性； 对于银行金融机构， 为户用光伏项目提供光伏贷款等金融服务的同时，获取到项目发电及碳减排数据，未来可以考虑通过撮合或者与地方碳普惠平台建立合作，将这部分农户的减排量进行变现，既可以对贷款项目起到一定的风险防范作用，又可以增强客户粘性，更好践行“绿色金融+普惠金融”的发展理念。

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%。

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

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。

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。