近年来，受到国家政策鼓励以及投资成本降低等多重因素的刺激，分布式光伏实现了快速发展。截至2023年底，全国光伏装机容量为6.09亿千瓦，其中分布式光伏为2.54亿千瓦，占比41.7%，占比近半。分布式光伏由于装机规模小、接入电压等级低、用户侧就近消纳的去中心化特点，对实现“双碳”目标和推进新型电力系统建设发挥了积极作用，发展建设分布式能源体系将在未来电力系统中承担更加重要的角色。据预测，利用全国城乡建筑房顶资源的分布式光伏未来有28亿千瓦的潜在开发容量，规模将超过光伏未来同期总装机容量的60%。
目前，一般工商业和户用分布式光伏项目主要采用“自发自用，余电上网”或“全额上网”两种模式，其中“自发自用，余电上网”模式约占60%。现阶段，分布式光伏项目收益主要以电网保障性收购为主，尚未参与市场，上网电价为当地燃煤发电基准价，部分省份还存在一定电价补贴，由于未参与市场交易，其环境价值未得到体现。
随着分布式光伏装机规模的不断提升，逐步影响到了电网的平稳运行，产生了较大的系统消纳成本。未来，随着新能源入市节奏的加快，分布式光伏参与市场化交易的呼声也越来越高，但相较于集中式新能源参与市场化交易，分布式光伏参与市场则需要更为完善和细致的市场规则予以支撑，如分时电价、辅助服务、虚拟电厂等机制，须通过市场手段优化资源配置和布局，引导分布式光伏合理发展。
以集中式新能源参与市场化交易的结果来看，电能量价格会逐步降低，导致已投产的项目收益率逐步降低，影响到新能源项目的投资预期，不利于新型电力系统建设。分布式新能源参与市场以后，与集中式新能源项目同台竞争，更不具有优势，电能量价格也会随之下降。未来，与集中式新能源参与市场的情景相同，分布式光伏电价将逐步过渡到“电能量价值+环境价值-消纳成本”的模式。
环境容量的有限性已得到广泛认可，国家将环境容量资源化，通过有偿或无偿的方式量化分配给不同主体使用，也就形成了容量“配额”，从而逐步形成了环境资产，具有使用价值和交换价值。新能源环境价值体现在电力消费的无碳化，通过提升非化石燃料生产和消费占比，逐步减少对煤炭、石油等化石能源的依赖程度，从而减少对环境容量的整体占用。
经济社会的发展依赖于能源的消耗，现有的能源供给方式短时间内难以完全转型。在国家“双碳”目标战略的引领下，高耗能行业承担着清洁低碳转型发展的重要任务，对于钢铁、水泥、电解铝等非电力高耗能行业来说，节能降碳可行路径主要为直接排放的电气化改造和间接排放的清洁化替代，这就构成环境价值实现的基本需求，形成供需循环。分布式光伏环境价值的实现主要依赖于购电方对于环境价值的认可程度，这种认可程度主要取决于环境价值能否得到政府或国际组织的认可。
环境价值的实现需要证明电能量的来源，电能量具有独特的物理属性，汇集到电网以后不能区分来源，现阶段我国法律也不允许隔墙售电，因此，对于清洁能源电力的使用只能通过市场化结算加以区分。对于自发自用的清洁能源电力来说，这种权益外观最为明显和直接，而通过绿电交易实现的环境权益转移，由于开具了交易机构的交易凭证，也具有物理上的证明效力，通过“证电分离”的绿证交易获得的环境权益，由于脱离了物理电能量交易，证明效果相对薄弱。因此，从国际和国内碳市场认可程度来看，环境价值的实现次序优先级分别为自发自用、绿电、绿证，最后为减排量抵消机制，这种碳-电联动机制需要未来国内通过政策加以统筹考虑，并加强国际互认，形成统一的证明次序，分布式光伏也不例外。
今年8月，全国碳市场覆盖水泥、钢铁、电解铝三个行业的工作方案征求意见稿中暂不核算间接排放，给绿电或绿证通过核算联动碳市场蒙上阴影，这种核算规则与国内试点碳市场不一致，但与国际规则(碳关税)接轨，降低绿电和绿证的使用场景，未来绿电或绿证在蓬勃发展的产品碳足迹上或有更好应用。
分布式光伏参与市场化交易已成为趋势，电价也将逐步回归一般商品属性，由市场决定。分布式光伏参与市场交易的机制设计正在酝酿，参与绿电或绿证交易也逐步形成制度保障。2023年，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》(发改能源〔2023〕1044号)，包括分布式光伏在内的可再生能源电力可以核发并交易绿证，北京和广州电力交易中心也都发布分布式光伏参与绿电交易的细则，浙江、江苏、广东等能源需求大省也逐步制定本省分布式光伏项目绿电交易的详细规则。
建档立卡是“证电合一”的绿电交易和“证电分离”的绿证核发和交易的前提和基础。2022年7月，国家能源局组织开展可再生能源项目建档立卡工作，要求所有存量和新增的可再生能源项目完成建档立卡工作，其中也包括分布式光伏项目，以支持绿证核发、交易、能源消费核减等统计工作。2024年，国家能源局运行了新的建档立卡系统，绿证核发全覆盖已具备了系统条件。截至2024年9月，已有超90%的可再生能源项目完成建档立卡工作，分布式光伏项目由于其分散的特点，建档立卡所需要的条件难以具备，工作推进相对于集中式项目略显缓慢。
对于分布式光伏绿证核发，还应区分自发自用和余量上网两个部分，按照“谁消费、谁买单”的原则，对于自发自用部分的电量，用户在消费了可再生能源电力的同时，也消费了对应的环境价值，应给予绿证消费证明，所以只能对余量上网部分的电量核发可交易绿证。总之，只待相关市场机制设计完备，才能为分布式光伏参与绿电或绿证交易准备好规则和技术基础。
根据北京和广州电力交易中心规则，分布式光伏可以通过聚合方式参与绿电交易。分布式光伏可以将上网的余电或全部发电量，通过负荷聚合商参与到绿电交易，从而获取额外环境收益。聚合商主要通过虚拟电厂模式参与电力市场，构建“源网荷储”一体化微电力系统，一方面可以保障分布式光伏项目电量全额消纳，另一方面通过聚合可以解决单点容量过小、难以满足用户大量绿电需求的问题，提高分布式光伏参与绿电交易的积极性。此外，聚合商还可以通过储能系统，充分利用分时电价机制，获取更好的电能量价格，为分布式光伏项目争取更多的收益。目前，主要绿电消费省份，均支持分布式光伏通过聚合方式参与到绿电交易中来。
余量上网的分布式光伏通过聚合参与绿电交易似乎是更为可行的方案，余量上网本身电量较小，对自身的运维能力较弱，参与市场化交易以后，涉及中长期交易、绿电交易、分时电价、负荷预测等方面，更需要专业的交易人员支持，而聚合商通过组建专业的团队提供更为全面的技术服务，可以助力分布式光伏实现更大的价值。
相较于物理约束较为复杂的绿电交易，分布式光伏参与绿证核发及交易更为便利，由于绿证交易实现证电分离，绿证脱离电能量单独交易，更为灵活。分布式光伏项目业主可以选择自身或聚合商为主体交易，但选择自身交易由于规模较小，难以形成市场交易优势。
分布式光伏虽然可以通过聚合方式参与绿电交易，但是现实中也存在一定的困境。
从交易主体来看，聚合商作为分布式光伏企业的代理商或者独立新能源发电企业参与绿电交易，需要更为细致的政策予以支撑，也会涉及到不同的商业模式。分布式光伏发电企业在选择与聚合商合作时，需要根据不同的政策要求，确定固定价格、收益分成等多种利益分配方式，聚合商也需要根据规则和自身的能力来选择聚合群体，发挥最大优势。现阶段绿证的核发主体为已经建档立卡的新能源主体，包括分布式项目，尚未专门开通聚合商绿证划转路径，未来随着分布式项目入市，也需要考虑聚合商建档立卡工作。
从交易方式来看，可再生能源电力进行市场化交易(特别是电力现货市场交易)的难点在于对发电量的精准预测，从而避免较高的偏差考核费用。对于分布式光伏发电来说，发电出力预测更为困难，特别是余量上网的分布式光伏电站，既要考虑天气数据，又要考虑企业自身用能数据。如何实现多约束条件下的分布式光伏项目的电量预测，是聚合商在绿电市场交易中面临的挑战，出力的波动性相较于集中式项目更大，聚合商与用户的价格谈判能力更弱，结算电价不具有优势，也进一步压缩了分布式光伏发电企业的溢价空间。
随着分布式光伏进入绿电市场的脚步临近，建议在以下三个方面进行政策设计，以便分布式光伏更好地参与国内绿电市场，释放环境价值和社会价值。
一是制定更为细致的规则，明确聚合商参与形式。目前，分布式光伏项目参与绿电交易较为可行的方式为聚合方式，但是聚合商参与绿电交易的身份需要更为细致的政策支持，主要涉及盈利模式的确定、与电网的结算方式以及电站与聚合商的结算方式、绿证权属的明细等细节，这些都需要政府主管部门做好政策顶层设计，并完善配套交易规则，明确分布式光伏项目参与绿电交易的程序和模式。
二是通过中国核证自愿减排量(CCER)来实现环境价值。目前，受限于CCER方法学要求，集中式海上风电和光热项目可以通过申请CCER获得额外收益，但分布式光伏项目尚未开发出合适的方法学支持其参与碳市场。分布式光伏项目由于其良好的额外性和环境效益，可以通过申报CCER参与碳市场，建议参考国际上规划类减排项目的申报原则，开发出类似方法学并简化申报流程，从而支持分布式光伏项目更好发展。
三是通过政策打开用户侧绿电需求，提升需求量。目前，绿电或绿证交易规模尚在提升过程中，整体上处于供大于求的状态，如何有效拓展用户侧绿电或者绿证的应用场景，有效途径是提高需求量，如推行能耗“双控”转变、新能源最低消纳量、碳-电联动机制等。
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