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

然而，對于光伏來說，經過三年快速發展，作為時代的“寵兒”，從補貼到全額上網，一直處于“被優待”的狀態下，客觀上刺激了光伏規模爆發式增長，而當電力市場無法“稀釋”其大規模電量時，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個地區相繼發布新一年市場化交易規則，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%發電量參與電力市場，實施過程中根據國家政策要求變化優化調整；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定。

在此之前，河北南網明確規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，河北省發改委下發《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%按也優先發電量執行，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220千伏供電分區劃定。

值得注意的是，在目前13個省出臺的新能源入市規則中，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。

西部地區的新疆針，對不同類型光伏項目的優先發電計劃安排，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行，其他光伏項目500小時。而寧夏集中式新能源項目優先發電小時數外電量入市，普通風電、光伏項目優先發電小時數分別為233.8小時、155.8小時。

此次在13個地區發布的新能源入市規則中，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都會出現電價差別，當電價均價低于燃煤發電基準價，直接影響到項目盈利水平持續下降，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，電價執行的是相對穩定的燃煤標桿電價，因此，也為分布式光伏項目帶來了穩定的收益，然而，隨著逐步參與市場化后，電價機制發生了本質的變化，由固定電價演變為市場化的波動電價，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，但入市也可以從根本上解決分布式光伏因裝機規模擴張而帶來的消納難題。

分布式光伏入市“難題”待解

隨著分布式光伏規模迅速擴大，市場交易需求愈發迫切。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電行為，優化資源配置，提升系統運行效率。

近期多省發布2025年市場化交易規則中多次提到，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則下，需要專業人員進行詳細分析，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，由于規模小而散，需要聚合商這樣具有相關資質的企業，目前主要由售電公司來承擔，確保在復雜市場環境中獲得最優收益。

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市場的路徑逐漸走通，部分地區開始將分布式新能源聚合入市列入“行動計劃”。

2024年4月18日印發的《山東電力市場規則（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，并能和其他發電機組一樣獲得容量補償費用。

分布式新能源業主多為電力用戶，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平臺，用戶的資源得以整合參與市場，簡單的說就是“專業的事情交給專業的人”，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。但隨著新能源發電比例的增加，電網已難以繼續承擔這一角色。

在2023年9月20日國家發改委、能源局就曾發布過《電力現貨市場基本規則（試行）》，放寬了市場經營主體的準入，將分布式發電、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展，分布式儲能商業模式逐步發展起來，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，尤其是對于工商業分布式光伏來說，自今年10月10明確規定6MW以上的大型工商業光伏項目必須選擇“全部自發自用”模式后，對于工商業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《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》提出，企業可以通過注冊電力新型經營主體，將分布式光伏項目的發電量，在同一配電臺區內，賣給場區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、優化“自發自用”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，更能有效獲得最優收益。