隨著新能源裝機快速增長，占比逐漸高增，截至今年9月底，我國新能源裝機規(guī)模已達到12.5億千瓦，風電和太陽能發(fā)電新增裝機占新增總發(fā)電裝機的比重超過80%，新能源迅猛發(fā)展如同一把雙刃劍，一方面，推動電力綠色轉型，另一方面，也在挑戰(zhàn)傳統電力系統的張力極限，由此引發(fā)了諸多問題與挑戰(zhàn)！

然而，對于光伏來說，經過三年快速發(fā)展，作為時代的“寵兒”，從補貼到全額上網，一直處于“被優(yōu)待”的狀態(tài)下，客觀上刺激了光伏規(guī)模爆發(fā)式增長，而當電力市場無法“稀釋”其大規(guī)模電量時，進入市場交易就成為的不二之選。

13城吹響入市“集結號”

隨著新能源入市步伐的加快，目前已有13個地區(qū)相繼發(fā)布新一年市場化交易規(guī)則，從集中式到分布式，將告別傳統的保障式的全額上網或是余額上網的模式，通過市場化交易機制來確定電量與電價。

作為分布式光伏新增裝機大省的山東，在12月19日，發(fā)布了關于新增光伏項目參與現貨市場化比例安排，可自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場，實施過程中根據國家政策要求變化優(yōu)化調整；直到2030年新增光伏項目實現全面入市，此外，現有項目暫按現行規(guī)定。

在此之前，河北南網明確規(guī)定直調光伏入市比例提升至60%，風電入市比例為30%，10千伏及以上工商業(yè)分布式光伏20%電量入市，這也標志著國內首個分布式光伏入市的具體方案正式落地。

在12月3日，河北省發(fā)改委下發(fā)《冀北電網分布式光伏參與電力市場工作方案》，明確了冀北電網10kV以上的分布式光伏項目電量：80%按也優(yōu)先發(fā)電量執(zhí)行，20%入市交易，冀北電網鼓勵分布式光伏采用聚合方式參與交易，聚合范圍按照冀北電網220千伏供電分區(qū)劃定。

值得注意的是，在目前13個省出臺的新能源入市規(guī)則中，對于集中式都不同程度的提升了市場化交易電量的比例，保量保價小時數也相應縮短。而對于分布式來說，目前有山東、河北南網、冀北電網明確要求分布式光伏15-20%電量入市，其他省份采取的是暫不強制入市、自愿參與、優(yōu)先參與綠電交易等方式。

在廣東，2025年市場交易電源從220kV及以上電壓等級擴大至110kV及以上電壓等級。按照政策要求，2025年新增并網的110kV及以上電壓等級集中式光伏須參與現貨，安排50%基數電量+50%交易電量；2025年底前全部110kV電壓等級的集中式風電場站、光伏電站將參與現貨，安排90%基數電量+10%交易電量。

浙江對于地面光伏電站由2024年自愿入市，調整為2025年地面光伏電站90%電量政府授權合約電價+10%現貨交易，對于分布式光伏則采取自愿參與的方式。

西部地區(qū)的新疆針，對不同類型光伏項目的優(yōu)先發(fā)電計劃安排，扶貧光伏、分布式光伏項目實行全額保障收購；特許權協議確定的年利用小時數執(zhí)行，其他光伏項目500小時。而寧夏集中式新能源項目優(yōu)先發(fā)電小時數外電量入市，普通風電、光伏項目優(yōu)先發(fā)電小時數分別為233.8小時、155.8小時。

此次在13個地區(qū)發(fā)布的新能源入市規(guī)則中，為提高分布式光伏入市效率，多地鼓勵采用聚合方式參與市場交易，如湖北、江蘇等地。另外，多地也要求分布式光伏需具備可觀可測可調可控技術條件，接受電網統一調度，參與電力系統調峰，如山東等地。

電價下行 入市最大的“變數”

新能源入市交易已成為主流風向，而面臨電價不確定性也成為最大的“癥結”，尤其是光伏的電價困境未來走勢尚不明朗，使得光伏進入市場化交易蒙上了一層“陰影”。

事實上，市場化下的電價最大特性就是波動性與不確定性，面對市場價格波動，電站收益常隨市場均價走低而縮水。以山西、山東為例，新能源占比較高，在2022年，山西電力現貨市場就曾出現過新能源0電價出清的情況。而2023年，山東現貨市場的更是出現負電價情況，一時引起廣泛關注，在今年11月，山東、山西光伏現貨均價分別為0.11元/度、0.18元/度，而在11月下旬，山東光伏現貨均價一度降到僅0.03元/度。

圖片來源：蘭木達，中金研究院

此外，在2024年上半年，新疆風電結算均價0.23元/度，光伏結算均價0.16元/度，尤其是光伏電站，遠低于0.25元/度的燃煤基準價；甘肅風電結算均價0.27元/度，光伏結算均價0.18元/度。而青海省新能源結算均價也在持續(xù)走低，從1月的0.228元/度下滑至6月的0.212元/度，半年時間降幅達到7%。

新能源進入市場，上網電價呈現的波動性非常大，并且同一省份不同地區(qū)都會出現電價差別，當電價均價低于燃煤發(fā)電基準價，直接影響到項目盈利水平持續(xù)下降，從而導致被動接受市場波動的局面。

對于分布式光伏而言，過去電量為全額收購，電價執(zhí)行的是相對穩(wěn)定的燃煤標桿電價，因此，也為分布式光伏項目帶來了穩(wěn)定的收益，然而，隨著逐步參與市場化后，電價機制發(fā)生了本質的變化，由固定電價演變?yōu)槭袌龌牟▌与妰r，這將直接使得分布式光伏的收益受到市場供需關系的影響。

在入市大趨勢不可逆的情況下，分布式光伏入市的進程也在逐步開啟，雖然充滿挑戰(zhàn)，但入市也可以從根本上解決分布式光伏因裝機規(guī)模擴張而帶來的消納難題。

分布式光伏入市“難題”待解

隨著分布式光伏規(guī)模迅速擴大，市場交易需求愈發(fā)迫切。盡管各地鼓勵就地消納，但午間電量過剩、晚間無法使用的現象依然存在，增加了電網調峰壓力。大規(guī)模電量集中上網還導致多地配電網反向重過載。為緩解這些問題，亟需通過有效的市場價格機制來引導分布式光伏的投資和發(fā)電行為，優(yōu)化資源配置，提升系統運行效率。

近期多省發(fā)布2025年市場化交易規(guī)則中多次提到，分布式新能源可以以聚合方式參與交易，通過“化零為整”方式，由聚合商在電力交易平臺注冊成為經營主體，將多個分布式光伏項目由聚合商整合，以統一身份參與交易，提高交易效率和靈活性，進行整合談判來確定最終收益效率。

聚合商的角色類似一個“技術員”，在面對負責的市場化交易規(guī)則下，需要專業(yè)人員進行詳細分析，精準預測出力曲線，大型集中式光伏電站通常配備專業(yè)電力交易員，或由集團內部售電公司統一負責市場化交易，實現直接參與。對于分布式光伏項目來說，由于規(guī)模小而散，需要聚合商這樣具有相關資質的企業(yè)，目前主要由售電公司來承擔，確保在復雜市場環(huán)境中獲得最優(yōu)收益。

除了聚合商以外，多地也鼓勵以虛擬電廠方式參與現貨電能量交易。

近兩年，虛擬電廠聚合用戶負荷參與調節(jié)市場的路徑逐漸走通，部分地區(qū)開始將分布式新能源聚合入市列入“行動計劃”。

2024年4月18日印發(fā)的《山東電力市場規(guī)則（試行）》提出，虛擬電廠獨立參與電能量和輔助服務市場交易，可選擇報量報價或報量不報價參與現貨市場，并能和其他發(fā)電機組一樣獲得容量補償費用。

分布式新能源業(yè)主多為電力用戶，可以讓這些用戶從單純消費者轉為產消一體者，通過負荷聚合商、虛擬電廠運營商等專業(yè)平臺，用戶的資源得以整合參與市場，簡單的說就是“專業(yè)的事情交給專業(yè)的人”，降低普通用戶入市難度和風險，提升市場運行效率與秩序。

分布式光伏入市除了借助聚合商和虛擬電廠以外，分布式光伏入市后面臨的另一個問題是“賣給誰”。在過去，分布式光伏電量全部由電網統一調度送給用戶。但隨著新能源發(fā)電比例的增加，電網已難以繼續(xù)承擔這一角色。

在2023年9月20日國家發(fā)改委、能源局就曾發(fā)布過《電力現貨市場基本規(guī)則（試行）》，放寬了市場經營主體的準入，將分布式發(fā)電、儲能和虛擬電廠等新型主體納入市場交易，即推動“隔墻售電”！

在新能源入市的推動下，儲能逐漸成為市場化重要手段，隨著電力市場開放和分布式的發(fā)展，分布式儲能商業(yè)模式逐步發(fā)展起來，將儲能設備部署在用戶側，與用電設備結合，實現電力的儲存與釋放，提升用電效率和穩(wěn)定性。除了通過需求響應獲取收益，分布式儲能還能參與電力現貨交易，獲得額外收入。這種模式能夠使虛擬電廠能夠更靈活地管理能源資源，根據市場需求和電價波動進行調整，最大化經濟效益。

此外，還可通過隔墻售電的模式，可以避免過度依賴電網實現就近消納，尤其是對于工商業(yè)分布式光伏來說，自今年10月10明確規(guī)定6MW以上的大型工商業(yè)光伏項目必須選擇“全部自發(fā)自用”模式后，對于工商業(yè)分布式光伏最好的入市模式則是“隔墻售電”。

隨即，今年12月5日，國家能源局印發(fā)《關于支持電力領域新型經營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導意見》提出，企業(yè)可以通過注冊電力新型經營主體，將分布式光伏項目的發(fā)電量，在同一配電臺區(qū)內，賣給場區(qū)紅線范圍外的用電戶，即完全實現隔墻售電！

由此可見，未來的工商業(yè)分布式光伏的買家將是“隔墻售電”用戶。

未來，對于分布式光伏入市的難點在于如何平衡技術和市場的需求。通過引入聚合商、優(yōu)化“自發(fā)自用”模式以及推廣“隔墻售電”，不僅可以使分布式光伏更好的融入市場化交易，更能有效獲得最優(yōu)收益。