风电、光伏装机迅猛增长，对电网的调峰能力和新能源消纳能力提出更高的要求。随着“保障性全额收购”成为历史，分布式光伏入市已是箭在弦上。但由于一直没有一个明确路线图，分布式到底要怎样入市，备受各方关注。
今年11月19日，河北省发改委发布《关于印发河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》。这是迄今首份最详尽的分布式光伏入市路线图，对其后全国范围内的分布式光伏入市，具有重要的参考价值。
《通知》指出，为服务分布式光伏健康发展，健全配套政策与市场机制，按照“试点先行、分批推进、全面入市”的原则分阶段推动分布式光伏参与市场。
第一阶段组织开展短期试点，理顺市场机制与工作流程，结合试点情况优化完善政策规则和市场机制，适时调整交易组织频次。试点期间，接入10千伏及以上电压等级的分布式光伏，暂按上网电量的20%参与绿电市场，鼓励采用聚合方式参与交易。
第二阶段结合分时正式结算、现货市场建设进展，分批次推动各类分布式光伏主体进入市场，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。
分布式光伏入市方式分为两类：
1.直接参与市场方式
分布式光伏在电力交易平台注册成为经营主体后，按照政府主管部门制定的交易规则、方案，以发电主体身份报量、报价直接参与市场交易。
业内人士指出，对于分布式光伏入市后的市场地位，《通知》使用了“作为价格接受者参与市场”的表述。也就是说，新能源开发进入新阶段，分布式光伏入市后，需要作为价格接受者参与电价竞争。
2.聚合商代理参与市场方式
具备相应资质的聚合商在电力交易平台注册成为经营主体后，在交易平台与分布式光伏主体形成代理关系，代理分布式光伏主体参与市场交易。
分布式光伏上网电量的20%为市场化上网电量，剩余部分为优先发电电量。聚合商与分布式光伏按照“聚合交易、分别结算”的原则开展，所聚合的分布式光伏上网、下网电量单独计量、单独结算，不得进行冲抵。聚合商市场化偏差电量分时结算，各时段超发、少发电量结算价格取当月绿电市场交易均价，试点期间暂不设置发电侧超发、欠发系数。分布式光伏按照与聚合商签订的代理合同结算。其他与冀北电网2025年中长期市场发电侧结算有关要求保持一致。
《通知》提出了“交易聚合商”的概念。具体做法是，可以由聚合商在电力交易平台注册成为经营主体，聚合一家或多家分布式光伏主体参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易。
业内分析认为，囿于新能源的间歇性、波动性，精准预测新能源的出力曲线异常艰难。聚合商来参与电力交易的一大好处是，可以将光伏出力曲线预测提升为一门技术活儿。除此之外，分布式光伏入市后面临的更大不确定性来自于“买家是谁”。为自发自用来创造条件，让分布式光伏在配电网范围内逐步实现“隔墙售电”，目前恰是各方正在积极探索的一大方向。
伴随着分布式光伏逐步入市，所有电源同台竞争市场交易，权利与责任义务需要对等。国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》也已明确：“分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应按照有关规定承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等，公平承担相应的责任和义务。”未来，分布式光伏入市，秉持“公平承担相应的责任和义务”的原则，分布式光伏难免也要参与辅助服务费用的分摊。
业内首份“路线图”，意味着在未来新阶段，分布式光伏发展的底层逻辑已经发整了根本改变。过去包括分布式光伏在内的新能源电量优先收购、带补贴电价甚至高于火电。但短短十余年间，新能源从补贴退坡到平价上网，再到马上要进入电力市场，作为价格接受者去参与市场交易，公平享有权利并承担责任义务。
全国范围内分布式光伏入市，在促进分布式光伏消纳的同时，也给分布式光伏带来诸多挑战，这也可以说是分布式等新型能源“成长”并担负责任的必经之路。
