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发展，特制订本方案。一、总体要求基于分布式光伏发展现状和发展需求，加快完善市场分时电价形成机制，健全相关配套机制，优化市场规则、规范业务流程，服务分布式光伏参与电力市场，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的
支撑作用，促进新能源健康发展和全社会低碳转型。以2030年新能源上网电量全面参与市场交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式

11月19日，河北省发展和改革委员会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。通知明确，以2030年新能源上网电量全面参与市场交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广
”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳成本。按照投资主体身份分为工商业、非自然人户用和自然人户用三类

交易，电价波动更加频繁。”2024年10月9日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)。《征求意见稿》旨在进一步促进分布式光伏发电的健康可持续发展，并
适应行业面临的新形势、新任务和新要求。信达证券认为，新版分布式光伏管理办法细化项目分类。其中，大型工商业分布式光伏总装机容量限制扩容至50MW，但其电量只能选择“全量自发自用”模式。运营管理方面，提升

财政部关于提前下达2025年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知财建〔2024〕393号山西、内蒙古、吉林、浙江、湖南、广西、四川、贵州、云南、甘肃、青海、新疆等省(自治区)财政厅，新疆生产建设
兵团财政局：根据财政部会同有关部门印发的《关于印发可再生能源电价附加资金管理办法的通知》(财建〔2020〕5号，以下简称《资金管理办法》)、《关于关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的

告知政策、提高知晓率，做好供电服务，向用户提供用电量和电费查询便利，按照方便用户的原则，妥善处理好电价政策执行过程中的具体问题，及时回应社会关切，营造良好氛围。现行政策与本通知不符的，以本通知规定
11月12日，广西发改委发布关于对《关于动态调整峰谷分时电价机制的方案》公开征求意见的公告。根据通知，时段划分调整为：峰时段(8小时)：16:00—24:00;平时段(8小时)：00:00—1

结算。储能放电以所在节点电价进行结算，充电以发电侧加权平均价进行结算。采用双偏差结算方式，即日前现货出清电量与中长期合约电量的偏差按照日前出清电价结算，实际上网(用)电量与日前现货出清电量的偏差按照

过剩。2024年7月6日，电网出现3GW的过剩，电价因此跌至负值。为解决此类过剩，鼓励消费者在太阳能高峰产电时增加使用。比利时电网运营商Elia报告了多次容量平衡不足的情况，特别是在6月9日，当时电网
，将会受到处罚。外部补贴透明度: 外国补贴影响及其他贸易法规将根据欧盟国家援助规则进行审查，以维护市场诚信。德国德国联邦宪法法院将裁定剩余收入提取案2022年底，为应对乌克兰危机导致的电价大幅上涨

投资与盈利逻辑已经被颠覆，投后运营能力已成为资产价值胜出的关键。“保障分布式资产未来20~25年持续盈利，要解决三件事：一是实现可控成本下的电量保证，二是有效应对入市后的电价波动风险，三是实现环境权益
风电技术有限公司董事、副总经理朱永峰对这一现象进行了分析，并围绕分布式资产运营的发展趋势和路径进行了主题分享。01、分布式光伏不是低效资产公开数据显示，分布式光伏的建设成本每瓦最低在3元以下，上网电价

补贴到平价，光伏发电由政策驱动逐步转向市场驱动2018年“531 新政”的发布加速光伏发展动力由政策驱动逐步转向市场驱动。该政策规定 “新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低 0.05 元，I
类、II 类、III 类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.5 元、0.6 元、0.7 元(含税)。2020年9月，我国第一次在全球正式场合提出碳中和计划时间表，明确了我国能源革命的主要方向

化规模逐步扩大的背景下，光伏电站项目投资开发正面临发电能力、发电量和价格的三重不确定性。特别是在价格方面，目前能源价格的市场化形成机制在顶层设计与市场规模方面均有较大的提升空间。顶层设计方面，目前我国
。市场规模方面，由于缺乏强制性约束，市场主体消纳清洁能源电力的主动性受限，导致我国清洁能源的市场交易规模较生产规模而言过小。由此，高昂的建设成本叠加逐渐走低的结算电价将进一步延长光伏电站设备更新的回收

评估的视角应该拓展至资产的全生命周期。协合运维对资产价值的思考基于长周期、大范围和多场景的资产运营实践，借助数字化工具，协合运维积累了海量的电站运营数据，针对当前行业在电量和电价上存在的一些现象，通过
对数据进行类比分析，尝试发掘潜藏在表象之下的深层规律。一、投资预期和投资结果的前后偏差较大对新能源项目的现金流分析是评估项目盈利能力的关键，而现金流主要来自发电收益，由“电量×电价”共同决定。以

、占总上网电量的比重上升，且上网电量结构变化，同时市场化交易存在波动性，总体电价同比有所下降;受电源分布和各地区消纳情况综合影响，发电收入增幅放缓;参股企业盈利水平波动，投资收益同比下降46.23
%。对于前三季度营业收入增长，三峡能源表示，报告期内，公司新项目投产发电，发电量较上年同期增加。数据显示，2024年前三季度，三峡能源累计总发电量526.05亿千瓦时，较上年同期增长31.40%。其中，公司

”这是一个无法逃避的话题。此前就有多位行业专家指出，对于建设并网比较早的分布式光伏项目，特别是户用光伏项目，最开始都是按固定电价进行收益测算。如果一刀切，要求所有光伏项目参与电力市场交易，可能影响部分
准备，储备专业团队，对电力需求形势、绿证交易等进行预判，同时在后期运维管理上下功夫，让发电量、发电收益都达到最高。目前，正泰安能已经打通了广东、浙江、江苏等地的绿电交易工作，累计完成绿电交易1000多万千

全部入市电量不再由电网企业按照原收购价格保障收购，根据政策规则参与中长期交易和现货交易。二、相关绿电企业在电力交易平台完成市场注册后，于本通知印发次月注册入市生效，自动进入电力市场成为直接参与市场交易
的经营主体，全部入市电量须执行市场价格、承担偏差电费(若需)等。相关绿电企业在电力交易平台完成市场注册并且进入自愿入市名单后，即可进行实际交易，直接参与市场交易的交易执行期起始时间不得早于注册入市生效

项目的电量消纳，双方分配由项目带来的节能效益，银星能源以不低于项目税后财务内部收益率 6.5%的标准分享节能效益并确定协议电价，节能效益分享期为 25 年，节能效益分享期内，关联方以协议电价为基础计算的节能效益收入按月向银星能源支付。

，新能源资产价值不再单纯取决于技术成本与发电量，而是更加紧密地与电力市场的交易规则、电价波动、供需关系等因素相结合。在资产运营时，要综合考虑机组特性、空间位置、不同时段的发电能力、环境权益价值以及市场因素
下，新能源市场化交易电量逐年攀升。2023年，新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，相比2022年的3465亿千瓦时、占比38.4%，增长显著。随着新能源大规模进入市场，电量与