光伏能源管理合同模板

　　2025年1月1日以后首次并网的10千伏及以上电压等级分布式光伏，上网电量按一定比例进入✅市场。7月1日起，全部存量10千伏及以上分布式光伏，上网电量按一定比例进入市场。鼓励分布式光伏采用聚合商聚合方式入市，也可直接入市。

　　2026年1月1日以后首次并网的10千伏以下分布式光伏须进入市场，参与市场模式、入市比例与10千伏及以上分布式光伏相同。

　　规范新增户用分布式光伏项目备案主体管理，非自然人备案项目按时㊣间节点要求进入市场；存量项目按照后续国家相关政策要求，规范备案主体变更。

　　石家庄、保定、沧州、衡水、邢台、邯郸、定州、辛集市发展改革委（局），雄安新区✅改革发展局，国网河北省电力有限公司、河北电力交易中心，各有关㊣企业：

　　按照国家发展改革委等部门《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（发改能源〔2024〕1537号）、国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）等文件要求，为稳妥有序、分类分步推动分布式✅光伏进入电力市场，充分发挥电力市场机制作用，我委制定了《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》，现印发给你们，请抓好贯彻落实。

　　为进一步推进电力市场建设，推动✅分布式光伏有序参与电力市场，充分发挥电力市场机制作用，提升新能源消纳能力，更好服务新能源高质量发展，特制订本✅方案。

　　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。

　　原则上，工商业和非自然人户用分布式光伏上网电量应按照规划逐步参与市场，鼓励自然人户用分布式光伏上网电量自愿进入市场参与交易。

　　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、报价直接参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易。直接参与绿电交易的分布式光伏，获得绿色环境权益价值。

　　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，可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。聚合参与绿电交易的分布式光伏，参照售电公司代理零售用户参与绿电交易模式，按聚合合同分配绿色环境权益价值。

　　未直接（聚合）参与交易及聚合的分布式光伏作为价格接受者参与市场光伏能源管理合同模板，根据同类型电源市场均价进行结算，作为电网企业代理购电电量来源。作为价格接收者参与市场的分布式光伏主体暂不能参与绿电交易。

　　综合考虑分布式光伏特点、电压等级、分类及并网时间等因素，建立差异化入市机制，分类别、分阶段、分步骤进入市场。原则上推进时序如下：

　　2025年1月1日以后首次并网的10千㊣伏及以上电压等级分布式光伏，上网电量按一定比例进入市场。7月1日起，全部存量10千伏及以上分布式光伏，上网电量按一定比例进入市场。鼓励分布式光伏采用聚合商聚合方式入市，也可直接入市。

　　2026年1月1日以后首次并网的10千伏以下分布式光伏须进入市场，参与市场模式、入市比例与10千伏及以上分布式光伏相同。

　　规范新增户用分布式光伏项目备案主体管理，非自然人备案项目按时间节点要求进入市场；存量项目按照后续国家相关政策要求，规范备案主体变㊣更。

　　分布式光伏应单独配备计量表计，实现分布式光伏发电量、上网电量、下网电量的✅单独计量，并满足中长期分时段交易或现货交易计量需求。同时，具备数据远程传输㊣条件。电力营销系统与电力交易平台应实现数据互联互通，确保分布式光伏注册、聚合、交易、结算等业务顺利开展。

　　直接或采用聚合方式参与交易的分布式光伏应在电力交易平成市场成员注册，注册信息主要包括身份认证、项目备案（核准）文件、发用电户号等。分布式光伏应动态更新相关信息，及时在电力交易平台和营销系统同步变更。

　　接受市场价格的分布式光伏主体暂不在电力交易平台注册，由电网企业电力营销部门通过公告、短信、电话、签订告知确㊣认书等方式履行政策告知义务。

　　2025年开始，直接或采用聚合方式参与交易的分布式光伏完成注册进入电力市场后，除发生企业破产、设备退役等情况不得退市或转为价格接受者。

　　聚合商须具备分布式光伏运行和计量信息采集能力，能够实现与分布式光伏主体、调度机构、营销系统远程通信，也可✅通㊣过电网数据增值分析服务获得相关数据。聚合商应具有独立著作权聚合软件（平台），能够保障其自身数据安全。

　　聚合商参与市场前应在电力交易平成市场成员注册。聚合商应具有独立的法人资格和相应资质要求，其资产总额、从业人员、经营场所、企业及法人信用等要求初期可参照售电公司执行，并根据代理电量提交履约保函、保险。

　　分布式光伏主体与聚合商的代理关系通过电力交易平台以电子合同方式确立，在同一合同周期内分布式光伏项目仅可与一家聚合商建立代理关系。鼓励以分布式光伏实际运营商、售电公司为基础培育聚合商参与交易。

　　聚合商以聚合单元为单位参与交易。可结合电网结构与运行情况，按照现货出清节点、110千伏节点、县级供电企业或供电所管辖范围等确定聚合单元，原则上聚合单元不超出同一220千伏变电站供电区域。

　　聚合商与代理的分布式光伏按照“聚合交易、分别结算”的原则开展结算，所聚合的分布式光伏与所利用屋顶工商业用户的上网、下网电量单独计量、单独结算，不得进行冲抵。

　　逐步推动分布式光伏承担电网辅助服务㊣费用，以及承担配建储能义务，鼓励分布式光伏租赁独立储能容量。

　　（一）加强统筹协调。各级地方政府有关部门要按照方案要求，加强系统研究，协调推进分布式光伏参与电力市场工作，指导相关✅企业、电力用户按规则开展交易。地方政府和电网企业要结合实际情况，积极做好政策宣传和引导，及时跟踪发现舆论风险，做好解释沟通和应对。

　　（二）强化组织落实。电网企业要完善营销系统功能，规范收集、采集分布式光伏主体和电量信息，实现与电力交易机构信息交互，并向分布式光伏主体履行政策告知义务。电力交易机构要配合编制和修订市场规则，做好分布式光伏和聚合商等经营主体市场注册、交易组织、结算、绿证划转㊣等工作。同时要加强信用体系建㊣设，强化对分布式光伏、聚合商等市场主体交易㊣过程管理，严格按照国家和省有关规则、细则、方案要求，对市场主体注册✅信息进行动态核查和随机抽查，保障市场主体合法权益不受侵害。

　　（三）及时跟踪评估。电力交易机构和调度机构按照职责分工做好市㊣场运行信息的记录、汇总、分析㊣和披露等工作，及时准确反映电力市场运行状况，对分布式光伏参与电力市场运营状况开展评估，定期向我委汇报。