全面参与电力市场背景下分布式光伏电价趋势分析

在“双碳”目标的引领下，新能源产业发展迅速，分布式光伏作为重要组成部分，其电价趋势受电力市场改革的深刻影响。以下将围绕政策、电价机制、电力市场元素及案例，剖析分布式光伏电价趋势。

一、政策推动分布式光伏电价市场化

自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发9号文）明确“管住中间，放开两头”的体制架构起，电力市场化改革持续推进。

2021年10月，国家发改委发布的1439号文让全部燃煤发电及工商业用户全面进入市场。

2022年1月，118号文确定2030年新型电力市场发展目标。

2023年，山西、广东、山东、甘肃四省电力现货市场相继由试运行转正式运行。2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》给出统一电力市场建设“路线图”和“时间表”。

2025年2月，136号文的出台是分布式光伏电价政策的关键节点。该文推动新能源上网电价全面由市场形成，建立可持续发展价格结算机制，并区分存量和增量项目分类施策。存量项目机制电价与现行政策衔接，增量项目通过市场化竞价确定机制电价，竞价上限由省级价格主管部门综合多因素确定，初期或借鉴存量项目以煤电基准价，同时可考虑成本因素设定竞价下限。

二、电价机制多元化且复杂

分布式光伏项目上网电量原则上全部进入电力市场，可报量报价参与交易，也能接受市场形成的价格。参与主体涵盖所有分布式光伏项目，包括自然人户用，既可以作为市场主体直接参与，也可通过聚合商参与，还能作为价格接受者参与。在现货运行地区，可参与实时市场，鼓励参与日前市场；非现货地区则参与中长期交易。

结算机制方面，场内与其他市场主体同台竞争，场外纳入机制电价的电量按“多退少补”原则，根据机制电价与同类机组市场均价的价差结算。同类机组可按集中式光伏、分布式光伏等分类，全省同类机组统一计算市场均价。不过，存在线路阻塞的省份，节点电价有差异，靠近负荷中心的电源电价更高，电源分类会影响机制电价与市场平均价格的价差。

三、电力市场元素影响电价波动

我国电力市场主要包括电能量市场（中长期和现货）、辅助服务市场、容量市场以及电力金融市场。环境溢价收益（如绿电、绿证、碳汇等交易）为分布式光伏带来额外收益。中长期市场可提前锁定收益和成本，现货市场则通过日前市场和实时市场博弈额外收益、控制机会成本。

电力中长期交易包含双边协商、集中竞价、摘挂牌、滚动撮合等多种交易方式。现货市场中，新能源多以报量报价方式参与，节点边际电价为主流定价方式。不同省份的电力现货市场在参与主体、定价方式、出清限价等方面存在差异，这使得分布式光伏在不同地区的电价表现各不相同。

四、案例呈现电价趋势差异

从山东的案例来看，2025年1月全省统一实时价格与全省集中式光伏实发出力加权计算，光伏出力时段的加权现货价格为0.133元/千瓦时，与新增分布式光伏结算单上15%市场化对应价格（0.119元/千瓦时）基本一致。存量分布式项目收益模型大致不变，增量分布式项目收益需综合考虑机制电价上限、下限价格，机制电量覆盖比例，市场化价格等因素。

在交易能力方面，山东电力市场交易频次骤增，2024年3月31日12:00 - 13:00的成交价格涉及多种交易类型，且每次交易方式不同。在选址能力上，同一时段不同发电侧节点电价不同。同时，月内集中竞价价格逐渐向现货价格趋同，但中长期市场出清价格与日前价格可能背离。

对比山西、山东、陕西、蒙西2025年1月光伏实时加权价格，分别为100元/MWh、133元/MWh、168元/MWh、181元/MWh，差异明显，反映出不同地区电力市场结构、供需关系等因素对分布式光伏电价的影响。

全面参与电力市场背景下，分布式光伏电价受政策、电价机制、电力市场元素等多种因素综合影响，呈现复杂多变的趋势。未来，随着全国统一电力市场体系的逐步完善，分布式光伏电价将更加市场化，相关市场主体需密切关注市场动态，合理规划投资与运营策略，以适应市场变化，实现可持续发展。