全文如下：

　　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，充分发挥电力市场机制作用，服务分布式光伏有序进入电力市场，特制订本方案。

　　一、总体要求

　　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。

　　二、市场机制

　　（一）分布式光伏主体分类

　　按照分布式光伏投资人身份，分布式光伏主体包括自然人户用分布式光伏、非自然人户用分布式光伏和工商业分布式光伏三类。其中：

　　自然人户用分布式光伏指自然人利用自有住宅投资建设的分布式光伏。非自然人户用分布式光伏指企业利用居民住宅投资建设的分布式光伏。工商业分布式光伏指利用公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设的分布式光伏。

　　（二）分布式光伏入市方式

　　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。

　　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。

　　（三）分布式光伏市场注册要求

　　有关经营主体主要分为分布式光伏主体、聚合商两类。分布式光伏主体按自愿原则选择直接参与交易，或由聚合商代理参与交易。

　　分布式光伏主体、聚合商需在交易平台完成市场注册，申报身份认证、项目备案（核准）、发用电户号等信息，并及时动态更新，满足市场成员注册要求。

　　聚合商需具有独立的法人主体和相应资质要求，其资产总额、从业人员、经营场所、企业及法人信用等标准按有关规则执行。鼓励以分布式光伏投资运营公司为基础培育聚合商。

　　（四）聚合代理关系与聚合范围

　　分布式光伏主体与聚合商的代理关系在交易平台通过合同方式确立。分布式光伏主体在同一合同周期内仅可与一家聚合商建立代理关系。

　　聚合范围按照冀北电网220千伏供电分区划定。同一家聚合商按其代理聚合范围，分别建立交易单元并参与交易。聚合代理合同达成的具体流程包括：

　　1.发起要约。聚合商在交易平台向分布式光伏主体发起要约，等待分布式光伏主体响应。

　　2.确认响应。分布式光伏主体查看要约，在响应时限内选择确认响应，填写代理售电周期、电量等代理合同信息，逾期未响应的要约自动失效。

　　3.聚合代理合同签订。双方完成要约与响应后，电力交易平台生成统一格式合同文本，供双方自行签订，完成交易。根据市场运行情况，探索设计聚合代理套餐。

　　（五）分布式光伏交易结算机制

　　1.技术要求

　　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，并满足分时段交易结算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。

　　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、调度机构远程通信。聚合商应具有独立著作权聚合软件（平台），能够保障自身数据安全。

　　2.交易模式

　　直接交易模式与集中式新能源保持一致。聚合代理模式中，按照聚合商代理聚合范围建立交易单元。周期、交易方式与集中式新能源绿电交易方式保持一致，按照“发布公告、交易申报、交易出清、发布结果”的顺序开展。聚合商月内交易电量上限按照其所聚合的分布式项目的当月预测上网电量确定。

　　3.结算机制

　　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。

　　绿色电力环境价值结算参照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市〔2024〕59号）相关规则执行。对应同一绿电交易合同，电力交易机构按照分布式光伏项目与终端用户的绿色电力环境价值结算电量从大到小依次对应，建立权益划转匹配关系。

　　（六）有关费用

　　1.输配电价

　　参与交易的分布式用户按照省级电网核定的输配电价，根据用户侧电压等级执行。具体事项按照《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）执行。

　　2.系统调节成本

　　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。

　　三、工作要求

　　（一）加强统筹协调。各级地方政府有关部门要加强系统研究，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）做好市场衔接。结合现货市场建设情况，及时优化完善相关政策规则，适时调整分布式光伏入市方案。调度机构和电力交易机构按照职责分工做好分布式光伏、聚合商参与现货市场机制研究，以及中长期市场与现货市场衔接工作。

　　（三）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主管部门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，及时向电网企业同步聚合商、分布式光伏注册、变更等基础信息。调度机构要配合主管部门开展分布式光伏承担辅助服务费用等系统调节成本政策研究，配合电力交易机构明确聚合范围，根据市场建设情况做好与交易平台数据互通。

　　（四）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。本方案执行过程中，如遇国家、河北省有关政策调整，或出现影响市场运行的情况，我委将适时暂停或调整交易。