绿电新规落地：广东分布式光伏收益飙升
发布日期：2025/12/1
随着我国电力市场化改革的不断深入，分布式光伏的收益模式正发生深刻变革，新能源全面入市成为光伏项目的核心命题。
近日，广东省电力交易中心发布了《广东新能源参与电力市场交易补充细则》（以下简称《细则》），对包括分布式光伏在内的新能源参与电力市场的方式、交易规则及偏差考核等作出了详细规定。
广东作为我国改革开放的前沿阵地和能源消费大省，这一次走在了前面。这份文件不仅关乎广东新能源的未来走向，更可能直接影响你的分布式光伏项目收益！
一、新能源参与电力市场，广东迈出关键一步
首先，我们要弄清楚一个背景：过去，大多数新能源项目（包括分布式光伏）主要通过"保障性收购"或"全额上网"的方式，将所发电量卖给电网公司，电价相对固定，收益模式简单但天花板明显。
但随着电力市场化程度加深，新能源全面入市，新能源也逐步被"推向市场"，而相当一些分布式项目的投资管理者，对电力市场并不了解，这也就导致决策存在明显的滞后性与盲目性。所以也是根据这次的政策，我们一起来了解一下像分布式光伏这类新能源项目参与电力交易的相关内容：
报量报价，参与现货市场
220kV及以上电压等级的中调及以上新能源场站全部报量报价参与现货市场；
2025年底前实现全部110kV电压等级的集中式新能源场报量报价参与现货市场。
聚合为虚拟电厂，报量报价参与市场交易
新能源可以聚合为发电类虚拟电厂报量报价参与现货市场，并且可同时参与电能量中长期交易。
作为价格接受者，被动接受市场电价
作为价格接受者，被动接受市场电价，但无法参与中长期交易。
随着"隔墙售电"、聚合商模式、虚拟电厂技术的发展，分布式光伏未来完全有可能以"聚合"或"微网"形式参与到现货与中长期市场中来，实现更灵活、更高收益的商业模式。
二、偏差考核全面取消，运营风险"减负"，收益稳定性大幅提升
此前，分布式光伏项目因受天气、负荷波动等因素影响，发电量难以精准预测，中长期交易中的偏差考核一直是运营管理中的"心头患"。
不少项目因实际发电量与合约电量偏差过大，面临罚款或收益抵扣，直接侵蚀了项目利润。
此次新政明确提出，新能源交易单元不再执行中长期交易偏差考核，也不再纳入用户侧偏差考核电费分享主体范围。
现在，这一束缚被放开，意味着：
•分布式光伏项目在参与中长期交易时，可以更加灵活地制定策略，不必过分担心因天气原因导致的发电量波动而遭受处罚；
•对于自发自用、余电上网的项目，可以更专注于提升自用比例，降低对电网的依赖和不确定性；
•投资方在评估项目收益模型时，可以适当减少"偏差惩罚"这一风险变量，提高收益测算的准确性。
当然，这并不意味着电站管理者可以完全忽视电量预测与交易计划。
相反，建议分布式光伏运营方进一步提升发电预测能力，结合气象数据、负荷预测等工具，做好短期功率预测与超短期功率预测曲线申报，优化报量与排产，这既是参与现货市场的基础条件，也是后续获取阻塞返还等额外收益的前提。能帮助项目在市场中争取到占据更有利位置。
三、绿电交易路径打通，剩余电量可转让，开辟收益"第二增长曲线"
绿电交易是分布式光伏实现溢价收益的重要渠道，但此前因交易规则限制，不少分布式项目面临"卖绿电难、溢价拿不到"的困境。此次新政对绿电交易的电量约束、转让机制做出明确规定，为分布式光伏打开了绿电收益的通道。
细则明确，新能源项目卖出绿电不得超过上网电量扣减机制电量，而售电公司买入绿电不得超过其绿电零售用户当月实际用电量，同时允许售电公司转让剩余绿电电量。
这条规则虽然对分布式光伏项目的交易行为有所限制，但也明确了其参与市场交易的具体范围和条件。对分布式光伏项目来说，可以通过与售电公司合作参与绿电交易，将符合规定的发电量转化为绿电产品进行销售。这样不仅能获得常规的电能量销售收入，还能额外获取绿证对应的环境权益收益。
而且《细则》明确指出，绿电交易的电能量部分与常规中长期交易共享月度净合约量和交易量约束，也就是说，你要先做好"合约管理"，才能在绿电市场中游刃有余。
对于分布式光伏投资者而言，这意味着：
•如果你的项目能够稳定输出绿电，并通过售电公司或聚合平台参与绿电交易，就有机会获得高于基准电价的溢价收益；
•建议密切关注广东绿电交易平台的动态，了解每月绿电需求、价格水平，合理制定发电与销售计划；
•同时，要关注购电方的实际用电需求，避免出现"卖得出、用不上"的情况，影响履约与信用。
此外，《细则》还鼓励新能源项目参与年度、多月、月度、周甚至多日的中长期交易，交易双方可自主协商电量与电价。这对有稳定负荷消纳场景（如自投自发自用工商业光伏）或已签长期购电协议（PPA）的项目来说，无疑是提高收益稳定性的好机会。
四、交易路径多元化，聚合参与成主流，中小项目也能分食现货市场红利
分布式光伏项目因单体规模小、电压等级低，以往很难直接参与电力现货市场，此次新政给出了明确的参与路径，尤其是聚合为发电类虚拟电厂参与交易的模式，为中小分布式光伏项目打开了现货市场的大门。
新政规定，新能源项目可通过三种方式参与市场交易，其中聚合为发电类虚拟电厂的模式最适合分布式光伏。
这类项目通过虚拟电厂聚合后，不仅能报量报价参与现货市场，还可同步参与年度、月度、周等多周期的中长期交易，交易双方自主确定合约量价与曲线。
对于单体规模较小的分布式项目而言，加入成熟的发电类虚拟电厂，既能解决自身无法满足现货市场准入要求的问题，又能借助虚拟电厂的议价能力，获取更优的交易价格。
同时，新政对不同电压等级项目的现货市场参与做出了明确时间表，220kV及以上电压等级的中调及以上新能源场站全部报量报价参与现货市场。
这一要求倒逼分布式光伏项目加快升级改造，具备有功功率控制和发电计划曲线执行能力。运营管理人员需提前评估项目硬件条件，必要时加装储能设备，提升功率调节能力，为参与现货市场做好准备。
而对于暂时不具备报量报价能力的项目，也可选择作为价格接受者参与现货市场，以所在节点实时市场分时电价结算电费，由电网企业负责结算，简化了交易流程，降低了运营门槛。两种参与模式的灵活选择，让不同发展阶段的分布式光伏项目都能找到适合自己的收益路径。
结语：把握规则红利，让每一度绿电更有价值
总的来说，《广东新能源参与电力市场交易补充细则》的出台，标志着新能源正从"政策驱动"向"市场驱动"加速转型。对于分布式光伏而言，这既是一次挑战，更是一轮机遇。新规之下，绿电交易、中长期合约、偏差考核松绑等变化，为分布式光伏项目打开了收益提升的新通道。谁能在政策窗口期抓住机遇，优化运营策略，谁就能在未来的电力市场中占据先机。
所以，各位分布式光伏的从业者们，不妨从今天开始，重新审视你的项目——
•你能否通过绿电交易获得更高溢价？
•你有没有关注中长期合约的潜在收益？
•你的发电预测和交易策略是否足够灵活？
在电力市场化的大潮中，只有主动适应、积极布局，才能让你的每一度绿电都更有价值，也让你的投资回报更加稳健、可观。
来源：分布式光伏工商业
