3月25日，浙江省海盐县印发《海盐县整县光伏开发试点工作方案（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），拟在2022年内新增光伏并网量4万千瓦。《征求意见稿》同时提出，针对2022年1月1日起至2023年12月31日期间建成并网发电的居民屋顶光伏项目，对屋顶所有方给予0.2元/瓦的一次性投资补助，单户最高不超过2000元。
截至3月底，今年内，已有安徽芜湖、陕西西安、浙江金华等多地陆续推出针对分布式光伏项目的地方补贴政策，补贴年限从2年到5年不等。在地方补贴政策的支持之下，分布式光伏发展持续加速。然而，在可再生能源纷纷实现平价上网的过程中，分布式光伏应该如何迎接“后补贴”时代？又该怎样通过市场化手段获得更大的发展空间呢？
启动试点，探索碳排放交易新业态
去年4月，浙江省温州市乐清市能源数据中心启动分布式光伏碳资产聚合试点，温州市正式开启分布式光伏碳资产国家核证自愿减排量CCER交易工作。
记者日前从国网乐清市供电公司了解到，在试点过程中，公司已聚合12家用户的碳减排量资源在国家自愿减排交易登记簿进行登记备案，经过相应“绿色认证”后，在全国碳排放权交易市场进行交易。
选择温州作为试点，与当地分布式光伏市场的活跃发展密不可分。温州市能源数据中心的统计数据显示，在试点启动时，温州市域范围内分布式光伏并网项目超1.7万个，合计装机容量约68.56万千瓦，主要分布在乐清、永嘉、瑞安等地。国网温州供电公司相关负责人表示，通过试点工作，可以解决分布式光伏项目单独开展CCER核证成本高、难度大的问题，能够有效汇集零散的CCER资产。据悉，在首批签约的3家用户中，还包含一家居民用户。正泰集团股份有限公司董事长南存辉认为，试点有助于盘活广大零散户用光伏进入碳排放权交易市场，催生碳排放交易新业态。
成本高企，难以推广应用
据记者了解，目前，在全国范围内，分布式光伏发电项目参与碳排放权交易的案例并不多见。为何这种有助于盘活市场、促进产业发展的方式未能实现更大范围的推广应用呢？
“国内碳交易市场启动的时间本来就不长，不要说是分布式光伏，就是集中式光伏电站和大型风电场，现阶段参与交易的项目也是有限的。”河北因能科技股份有限公司技术服务总监崔胜波表示，虽然市面上有不少相应的认证机构，但对于电站发电量、可交易电量等数据的认证门槛“可以说是高不可攀”。“不仅手续复杂，而且还需要缴纳各种费用。大项目参与起来都有一定的成本，更不要说这一个个户用光伏小项目了。”
碳排放权交易湖北省协同创新中心专家黄锦鹏指出，CCER的开发交易从项目备案到核证机构的核证再到最终进入市场，要经过多个环节，即便在无需排队的情况下，也要6到8个月才能完成，实际上大多要耗费一年半左右的时间。“其中收费的环节也很多。要给第三方咨询机构支付相应的咨询费，一个项目一般都在10万元左右，核证机构在项目审核和减排量核证两个关键环节也要收取相应的服务费。”
“集合打包”，推动分布式光伏绿色交易
黄锦鹏指出，CCER开发的成本相对固定，分布式光伏项目要参与CCER交易，必须要形成规模，“集合打包”才能有所收益。不仅仅是CCER，在绿电和绿证交易领域，户用光伏也面临类似的情况。
崔胜波建议，日常电费结算等环节都以电网公司提供的数据为准，在分布式电站发电量的认证方面，如果可以由电网公司牵头，将电网侧的相应数据作为核证的重要标准，将会大大简化流程。同时，可以参考当前屋顶分布式光伏“整县推进”的模式，在分布式光伏的绿证、绿电和CCER等相关交易中，引入合适的市场主体作为中介，将县域甚至市域范围内的项目整体打包，进行统一开发和交易。
国家能源局公布的统计数据显示，2021年，我国光伏发电新增并网容量5488万千瓦，其中集中式光伏电站2560.07万千瓦、分布式光伏2927.9万千瓦，年度分布式光伏装机容量首超集中式项目。南存辉表示，户用光伏已经成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要力量。在今年全国两会期间，南存辉就此提交《关于推进户用光伏电力纳入绿电、绿证、碳排放权交易市场的提案》，建议国家发改委、国家能源局建立并完善户用光伏参与交易的长效管理机制。“借鉴试点经验，由电网公司组织整合分散的户用光伏电站，形成规模效应，加快推进户用光伏纳入绿电、绿证、碳排放权交易三类市场，从而提高农户收益，推进分布式户用光伏发展。”
延伸阅读
CCER是中国核证自愿减排量（ChineseCertifiedEmissionReduction）的缩写，是指依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家发改委备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，单位为“吨二氧化碳当量”。CCER作为配额的一种补充机制，可用于配额清缴，抵消企业部分超额排量，完成履约。购买每单位CCER可清缴1吨的碳排放配额，一般情况下，用于抵消配额的CCER上限为该企业配额的5%-10%。
