情況分析2025年3月2口裝機容量快速增長2024年，我國光伏新增裝機約2.78億千瓦。截至2024年底，光伏累計裝機容量達8.87億千瓦，占全部核電，0.61,2%94光伏裝機容量一光伏裝機占比876532042020年以來我國光伏發電裝機容量及占比(億千瓦，%)2024年底我國各類型電源裝機情況(億千瓦。%)4風光上網電量(萬億千瓦時)1.80 8.00%6.00%2.00%火電，6.3466口分布式光伏快速增長口截至2024年底，我國分布式光伏累計并網容量3.75億千瓦，同比增長約45%,2024年新增分布式光伏并·以低壓分散接入為主。低壓分布式光伏戶數占比超90%、裝機占比超70%。十四五以來，分布式光伏年均·以“全額上網”為主。分布式光伏采用“全額上網”消納模式的戶數占比超80%、裝機占比超60%。·反向送電情況嚴重。反向送電、反向重載、反口預計國網經營區分布式光伏將保持每年5000-6000萬千瓦的增長規模。2025、2030年累計裝機分別達到6光伏發電光伏發電交易方式常規新能源市場化交易省內交易省間交易調峰、調頻等輔助服務市場綠色電力交易綠電交易綠證交易多年期綠電交易年度、月度、月內綠電交易省內現貨交易省內中長期交易省間現貨交易省間中長期交易7口口國家電網經營區光伏市場化交易電量口2022-2024年，國家電網經營區光伏市場化交易電量分別為808億千瓦時、1506億干瓦時、2610億干瓦時，□2024年，國家電網經營區所有省份光伏參與市場化交易，其中青海、甘肅、寧夏、新疆4家單位的光伏市場化電量占比較高。0國網區域近年光伏市場化交易電量及占比(億干瓦時，%)8口自綠電交易開市以來至2024年12月底，國家電網經營區累計綠電交易2188億干瓦時。其中，2021年76億千瓦時,2022年143億千瓦時，2023年611億千瓦時，2024年1358億千瓦時。口2024年，國網經營區綠電成交1358億干瓦時，其中成交電量中光伏占比47.37%,光伏月均成交53.6億千瓦時。口截至2月底，國網經營區2025年綠電成交1383億干瓦時，其中光伏成交綠電555.0億干瓦時，占比40.12%。庚庚蒙東青海黑龍江混某森強北南新山東宣江西湖南上海首都四川天津陜西安微浙江蘇遼寧312722212120191611110.120單位：億干瓦時02我國新能源參與市場面臨的挑戰可再生能源發電具有隨機性、波動性和間歇性的特點，高比例接入電力系統后對系統調節的負擔加劇，新能口青海、寧夏等西部省份新能源滲透率已超過50%,但西北區域晚高峰期間，新能源出力不足其裝機的3%;口全國尖峰負荷連創新高，2024年達到14.5億干瓦。據預測，尖峰負荷年增速在5.5%左右，大于用電量增速約1個百分點。最大日峰谷差率預計將增至35%,最大日峰谷差達到4億千瓦。口根據工程院測算，2030年16億千瓦新能源裝機情境下，我國調峰能力缺口將達到1.66億干瓦，難以支撐未來可0國網經營區平均日峰谷差率逐年升高西北區域晚高峰新能源對電力平衡貢獻度低20102011201220132014201520162017.20182019202020212.新能源發展面臨的挑戰現狀2.新能源發展面臨的挑戰現狀◆挑戰三：適應高比例可再生能源出力特性的電一是新能源的發電特性要求中長期交易機制進一步完善。目前，部分省份中長期交易機制尚不夠靈活和精細化，口三是需進一步強化省間市場功能，加快建立省間輸電權等交易機制，提升省間通道利用的靈活性，進一步提高資源大范圍市場配置效率。我國新能源資源與需求分布不均，近80%的風能和90%的太陽能資源分布在西部、北部!□四是需進一步完善反映綠色價值的電力市場機制，為新能源參與市場提供有力保障。綠電、綠證交易機制需進一!步完善，大部分可再生能源消納責任權重未落實到用戶側，綠電市場與碳市場缺乏協同聯動，新能源綠色價值未充分體現。一4月29日一4月30日一5月1日一5月2日一5月3日日日最大負荷億干瓦新能源日最大出力新能源日最大出力398.新能源波動下降2負荷快速拉升72.新能源發展面臨的挑戰現狀新能源高比例入市后，電能量市場價格因新能源發電低邊際成本特性而迅速下降。中長期市場方面，交易價格主要由發用兩側綜合考慮長期供需、發電成本等因素形成。新能源參與后對價格影響較小，整體呈現穩中略降的趨勢。現貨市場方面，現貨交易按照集中競價、邊際出清方式開展，交易價格由邊際機組確定。隨著新能源市場化規模增加，新能源在大發時段成為邊際定價機組，頻繁產生極低價甚至負價。電能量市場價格的下降，不僅對新能源自身收益造成影響，也對統一出清的火電等調節性電源的經營帶來嚴峻挑戰，高比例新能源參與的市場理論和定價機制亟待創新。以推動新能源市場化消納為核心，根據新能源的特點，面向三場機制保障，形成“市場交易+差價結算”新能源入市機制。口保障系統運行安全口促進新能源高質量發展□推進全國統一電力市場建設四方面政策和市場機制保障：□適應新能源特性的交易機制□保障新能源入市后合理收益的政策機制□推動新能源行業高質量發展的配套機制□公平承擔系統消納成本的價格機制省設中長始機電量一不參與日前.參與實時機外電地一白愿與日憋，參培實勝功能z市場曾設世服乃市場繁價地算制推劉對新市場化的公平錄擔系統的成本的格%推動電力市場在時間、空間兩個維度雙向延伸全國統一電力市場：新能源省間市場關鍵機制設計全全國統一電力市場：進一步加強省間與省內市場耦合，推動省間與省內市場由目前的“兩次申報、兩次出清”向“統一申報、協同出清”模式過渡，提升資源優化配置效率。推動電力市場在時間、空間兩個維度雙向延伸向負荷側產消者延伸：分布式新能源參與市向負荷側產消者延伸：分布式新能源參與市場的關鍵機制①“過網費”方面，對分布式新能源市場化交易“過網費”執行常規輸配電價標準，以公平體現用戶占用的輸配電成本。③交叉補貼方面，近期將交叉補貼通過分布式發電市場化交易的“過網費”、輸配電備用費回收；遠期探索交叉補貼“暗補”改為“明補”,將交叉補貼費用單列，并向用戶進行收取。落實可再生能源消納責任及綠色環境權益的關鍵機制口(1)綠電市場關鍵機制設計。基礎上進一步推廣綠電中長期連續運營，將綠電交易范圍延伸至月內交易，保障綠色電力交易常態化開展，增加綠電的流通性；推廣綠電分時段簽約，通過簽訂分時曲線，精準化匹配綠色電力消費意愿。已開展現貨·二是引導綠電交易周期向長周期拓展。建立風電、光伏項目通過PPA參與綠電交易機制，鼓勵電力用戶與新·三是完善跨省跨區綠電交易機制。應進一步完善綠電跨省跨區交易機制，滿足市場主體跨省區購買綠電需求。口(2)綠證市場關鍵機制設計。落實可再生能源消納責任及綠色環境權益的關鍵機制口(3)與碳市場的銜接機制。·應加快綠電綠證交易與碳排放量之間的抵扣核算研究，及碳排放因子的調整方案研究，建立綠色電力消費互口(4)保障新能源發電消納水平的政策機制：可再生能源消納責任權重政策·可再生能源消納責任權重政策應作為主要的約束工具，用于壓實用戶側的綠色電力消納責任。未來，可再生能源消納責任權重需進一步分解至電力用戶，并與綠色電力市場相關規則在約束主體、配額分配、核算方式以綠證作為憑證，在統計綠證交易電力用戶購買算中，通過綠電綠證抵扣+益綠電交易生產側全覆蓋新能源謝謝王淑娟智匯光伏創始人新政下分布式光伏市場變化國內分布式光伏市場機遇展望1月23日，國家能源局下發《分布式光伏開發建設管理辦法》QQ國能發新能規〔2025〕7號熱門祝索；低空經齊能源違價國家發展改革耍國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源亮質量發展的通知各省(自治區，直腦市》能源渴，有關省(白治區、直轄巾》及新瀾生產建設獲團發展改革委，各源出機構司，中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限真任公司。有關發電企業，本電水利規劃設發電項目管理督行辦法》(國能新(20131433號)進行了修訂，懸成了《份有式光伏發電開發建設管理辦法》,現印發給你新老劃段：5月1日國家能領局發改價格〔2025〕136號各省、自治區、直鈷市及新端生產建設兵團發展改革麥、能源局，天津市工業和信息化局、遼寧省工業和信息化廳，重慶市經濟和信息化委員會。甘肅省工業和信息化廳，北京市城市管理委員會，匡家能源局各派出機構，國家電網有限公司.中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限責任公司、中國核工業集團有限公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力疫資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司，國家開發投資集團有限公司、華潤(集團》有限公司、中國廣核隻團有限公司；為貨徹落實黨的二十屆三中全會神和黨中央，國務院關于加快構建新型電力系統、健全緣色低碳發展機制的決策部署，充分發揮市場在資游配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發展，現就深化新能源上網電價市場化改革有關事項通知如下。新老劃段：6月1日表：兩個時間節點的區別項目時間節點管理范圍分布式光伏陸上風電、海上風電集中式光伏和分布式光伏(含戶用光伏)光熱項目關鍵內容項目并網方式上網電價機制430前430后531前531后工商業分布式可全額上網工商業只能全部自用，自發自用、余電上網；不能全額上網大工業只能全部自用，或參與現貨交易老項目繼續執行現行保障性政策增量項目場交易全額上網工商業分布式!保障性電量、電價!變化1:規模要求、并網方式業主自投、自發自用的分布式項目，比例將越 全部自用自發自用余電上網全額上網戶用光伏自然人戶用居民住宅自然人(容量無明確限制)√√√非自然人戶用企業≤6MW(總容量)√√√工商業分布式一般工商業公共機構、工商業廠房等建筑物及其附屬企業√企業√現貨交易本辦法印發前已由自然人備案的，可不作備案主體變更，但投資主體應主動向備案機關和電網企業告知相關信息，明確承擔項目運行維護的主體及相應法律責任方投險加大!1月15日，國家電網發布信息顯示：2025年，國家電網將聚焦優化主電網、補強配電網、服務1月15日，國家電網發布信息顯示：2025年，國家電網將聚焦優化主電網、補強配電網、服務新能源高質量發展，繼續推進重大項目實施，開工建設陜西至河南特高壓，以及山東棗莊、浙江桐廬抽蓄電站等一批重點工程，積極擴大有效投資，帶動上下游產業鏈，預計全年國家電網投資將首次超過6500億元。南方電網2025年工作會議上提到，南方電網公司安排的固定資產投資達到1750億元，在全面建成首批35個新型電力系統示范區的基礎上，2025年將全面推進第二批48個示范區和示范項目建設，服務支撐南方五省區新能源裝機到2030年達3.5億千瓦以上。同比增長%-0.17^電源工程投資完成電網工程投資完成A相電壓(V)418.20變化3:必備“四可”功能!時被迫一刀切限電。1)電網企業應明確“可觀、可測、可調、可控”技術要求，建立相應的調度運行機制。2)新建項目應當實現“可觀、可測、可調、可控”,提升分布式光伏發電接入電網承載力和調控能3)存量項目智能化水平，以實現“可觀、可測、可調、可控”,保障分布式光伏發電高效可靠利用和電力系統安全穩定運行。專門要求)A相電壓(V)418.700A相電壓(V)418.20變化3:必備“四可”功能!時被迫一刀切限電。1)電網企業應明確“可觀、可測、可調、可控”技術要求，建立相應的調度運行機制。A相電壓(V)418.700應當實現“可觀、可測、可調、可控”,提升分布式光伏發電接入電網承載力和調控能3)存量項目智能化水平，以實現“可觀、可測、可調、可控”,保障分布式光伏發電高效可靠利用和電力系統安全穩定運行。專門要求)變化4:機制電價替代煤電基準價變化4:機制電價替代煤電基準價110V及以上，10%直接現質交易110V及以上，50%入市交易自愿參與，不強制入市2025年普通風、光優先發電小時數為8110千伏及以上：面接參與中長期及現貨交易；可直接參與市場交題或作為價格接受者，參暫不參與市場化交易2025年風、光優先發電小時數約為234.暫不參與市場化交易陜西自愿參與交易風電供熱試點項目、特許權項帶補皙不參與市場化交易山東平價風電.光伏項目：保弊小時數蕾分別為700小時、450小熏龍江時，其余入市；其他風電.光伏發電：全部進入市場交易，普通項目特殊項目531前，老政策保障部分全部電量交易部分少量0未來，保障部分不能增長!531后新政策全部電量全部參與交易1)獨立報量報價2)接受市場價格(被動參與，電網代交易)進入機制電量部分，執行機制電價未進入部分，執行現貨電價(交易均價)執行時間：不同類型項目，回收初始投資的平均期限影響情況差異不大差異很大從100%保障到100%交易，影響最大原來保護越好的，受到的影響越大!對不同地區地面電站項目的影響西部很少很少集中式光伏很少很少東部很少集中式光伏很少哪些項目(電量)不受影響參與機制電量競價的主要是“依靠電網消納”的電量1)分布式光伏自發自用電量、直供電；2)源網荷儲項目自用自發自用余電上網上網自然人戶用√影響少√非自然人戶用√一般工商業√影響少√幾乎無影響大型工商業√1)部分項目提前到430、531前并網；2)戶用租賃可能產生空檔期已經開現貨的省份已經開現貨的省份市場現貨正式運行5山西、廣東、山東、甘肅、蒙西現貨連續結算試運行61現貨結算試運行1黑龍江現貨調電試運行2江蘇、重慶現貨模擬試運行地區4廣西、貴州、云南、海南1)煤炭燃料成本：1)煤炭燃料成本：2)發電設備折舊3)運維成本(人工)4)合理利潤14月同比增長山東現貨市場各月風電交易均價(元/山東現貨市場各月風電交易均價(元/MWh)2024年各省現貨年平均交易價格VS煤電基準價(元MWh)湖北蒙西山西光伏年均價山東浙江2024年各省風電現貨年平均交易價格VS煤電基準價(元MWh)風電年均價一煤電基準價項目的電價如何算?假設機制電價=0.325元/度情形1:情形2:現貨連續運行地區：按月度發電側實時市場同類項目加權平均價；現貨未連續運行地區：按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價。市場交易均價=0.36元/度則全部電量以0.325元/度結算，高出的0.035元/度的部分，納入當地系統運行費用，在全部工商業、大工業用電量中分攤，相當于降電費市場交易均價=0.25元/度則全部電量以0.325元/度結算，低的0.075元/度的部分，9.375億元，納入當地系統運行費用，在全部工商業、大工業用電量中分攤，相當于漲電費項目系統運行費用(元/kWh)(億度)(元/kWh)(元/kWh)(億元)項目1項目2項目3項目4項目5項目6項目7問題1、哪些項目可以參與競價?當年已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目投產的項目按入選時間確定執行期)問題2、項目的全部發電量都可以參與嗎?剩余(1-X)%部分，執行市場化交易電價問問題3、機制電價會是多少?電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定(差價補貼要在全網分攤)1)保證項目能盈利2)不會太高，否則無法入圍3)應該會高于現貨價格，否則就沒有意義問題4、中標機制電價后，未來會變嗎?價不變。期限：回收初始投資的平均時間(按省份、項目類型會有差異)問問題3、機制電價會是多少?電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定(差價補貼要在全網分攤)1)保證項目能盈利2)不會太高，否則無法入圍3)應該會高于現貨價格，否則就沒有意義問題4、中標機制電價后，未來會變嗎?價不變。期限：回收初始投資的平均時間(按省份、項目類型會有差異)期限：回收初始投資的平均時間(按省份、項目類型會有差異)問題1、哪些項目可以參與競價?當年已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目投產的項目按入選時間確定執行期)問題2、項目的全部發電量都可以參與嗎?剩余(1-X)%部分，執行市場化交易電價分布式光伏項目投資將被“擠水分”分布式光伏項目投資將被“擠水分”初始投資下降(元/W)—1100小時—1300小時—1500小時以6月1日存量項目原則20年122000小時項目初始投資降低0.1元W,項目的收益率提高約0.35%~0.4%新增項目(現貨價~煤電基準價)<20年(投資回收期)對應項目初始投資應下降1元/W!項目的收益率提高約0.3%~0.4%—1100小時—1300小時—1500小時新政下分布式光伏市場變化國內分布式光伏市場機遇展望機遇1:“源網荷儲”、“隔墻售電”等新型模式!1)能消納多少?2)以什么電價消納?源(便宜的新能源電源)——網(自建配電網、送出線路)——荷(自帶負荷)——儲(自帶調峰資源),形成“構網型新能源+儲能”的源網荷儲項目重哪號10001-01-282402426河南臨人民收和力2廳關于印發劉南當tr快控進網荷儲一體化文豫改辦12024)72號各省轄市人民政府，濟源示范區，航空港區管委會，省人民政府各部門，《河南省加快推進源網荷儲一體化實施方案)已經省政腐同意，現印發給你們，請認真焚徹執行。河南省人民政府辦公廳 2021年12月3日工業企業類項目增量配電網類項目壓實企業節能降碳主體責任，實行重點用能單位化石能源消費預算管理，超出預算部分通過購買綠電綠證進行抵消。國辦發〔2024〕39號各省、自治區、直轄市人民政府，國務院各部委、各直屬機國務院辦公廳2024年7月30日可再生能源、核電等非化石能源消費量從各地區能源消費總量中扣除，據此核算各地區能耗強度降低指標。分布式光伏用電量，不計入能耗總量、能耗強度的計算中!售電公司(含電網公司)、直接購電戶承擔的風電、光伏消納售電公司(含電網公司)、直接購電戶承擔的風電、光伏消納責任：非水消納責任權重首頁首頁血機構設置回新聞動態希政務公開政務服務關于2023年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知面家發屬改革要辦公廳國家族惡局綜合司關于2023年可再生能酒電力消納發改辦能源〔2023〕589號出口型企業降低碳足跡的需求過渡期(2023年10月-2025年底)征稅期(2026年期)《光伏組件出口產品低碳評價要求(征求意見稿)》組件類別(搖籃到大門)巴斯夫巴斯夫可再生能源業務合作框架協議簽約儀式點項目建設工作的通知》,公布5個綠電直連供電試點項目序號電池企業所在設區市1江蘇時代新能源科技有限公司常州2江蘇科速博新能源發展有限公司蘇州3鹽城市大豐阿特斯電池科技有限公司鹽城4江蘇凱金新能源科技有限公司鹽城5寧德時代新能源科技股份有限公司(規劃擬建)鹽城早期分布式市場早期分布式市場1、民營電力投資企業(晶科、天合、正泰、聯盛、晴天等等)2、外資電力投資企業(道達爾、普楓、港華、法電等等)3、分布式光伏經銷商(區域化小微企業)當前分布式市場當前分布式市場1、電力央國企(五大六小、國網綜能、南網綜能、京能、深圳能源等等)2、各類金租公司(中信金租、華夏金租、越秀金租、興業金租、浦銀金租、浙銀金租等)分布式市場新勢力分布式市場新勢力1、各地“類城投”公司2、各類用能企業交通集團、水泥公司、鋼鐵公司均成立新能源公司分布式光伏機遇：(近)零碳