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随着新能源装机快速增长，占比逐渐高增，截至今年9月底，我国新能源装机规模已达到12.5亿千瓦，风电和太阳能发电新增装机占新增总发电装机的比重超过80%，新能源迅猛发展如同一把双刃剑，一方面，推动电力绿色转型，另一方面，也在挑战传统电力系统的张力极限，由此引发了诸多问题与挑战！
然而，对于光伏来说，经过三年快速发展，作为时代的“宠儿”，从补贴到全额上网，一直处于“被优待”的状态下，客观上刺激了光伏规模爆发式增长，而当电力市场无法“稀释”其大规模电量时，进入市场交易就成为的不二之选。
13城吹响入市“集结号”
随着新能源入市步伐的加快，目前已有13个地区相继发布新一年市场化交易规则，从集中式到分布式，将告别传统的保障式的全额上网或是余额上网的模式，通过市场化交易机制来确定电量与电价。
作为分布式光伏新增装机大省的山东，在12月19日，发布了关于新增光伏项目参与现货市场化比例安排，可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；直到2030年新增光伏项目实现全面入市，此外，现有项目暂按现行规定。
在此之前，河北南网明确规定直调光伏入市比例提升至60%，风电入市比例为30%，10千伏及以上工商业分布式光伏20%电量入市，这也标志着国内首个分布式光伏入市的具体方案正式落地。
在12月3日，河北省发改委下发《冀北电网分布式光伏参与电力市场工作方案》，明确了冀北电网10kV以上的分布式光伏项目电量：80%按也优先发电量执行，20%入市交易，冀北电网鼓励分布式光伏采用聚合方式参与交易，聚合范围按照冀北电网220千伏供电分区划定。
值得注意的是，在目前13个省出台的新能源入市规则中，对于集中式都不同程度的提升了市场化交易电量的比例，保量保价小时数也相应缩短。而对于分布式来说，目前有山东、河北南网、冀北电网明确要求分布式光伏15-20%电量入市，其他省份采取的是暂不强制入市、自愿参与、优先参与绿电交易等方式。
在广东，2025年市场交易电源从220kV及以上电压等级扩大至110kV及以上电压等级。按照政策要求，2025年新增并网的110kV及以上电压等级集中式光伏须参与现货，安排50%基数电量+50%交易电量；2025年底前全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站将参与现货，安排90%基数电量+10%交易电量。
浙江对于地面光伏电站由2024年自愿入市，调整为2025年地面光伏电站90%电量政府授权合约电价+10%现货交易，对于分布式光伏则采取自愿参与的方式。
西部地区的新疆针，对不同类型光伏项目的优先发电计划安排，扶贫光伏、分布式光伏项目实行全额保障收购；特许权协议确定的年利用小时数执行，其他光伏项目500小时。而宁夏集中式新能源项目优先发电小时数外电量入市，普通风电、光伏项目优先发电小时数分别为233.8小时、155.8小时。
此次在13个地区发布的新能源入市规则中，为提高分布式光伏入市效率，多地鼓励采用聚合方式参与市场交易，如湖北、江苏等地。另外，多地也要求分布式光伏需具备可观可测可调可控技术条件，接受电网统一调度，参与电力系统调峰，如山东等地。
电价下行 入市最大的“变数”
新能源入市交易已成为主流风向，而面临电价不确定性也成为最大的“症结”，尤其是光伏的电价困境未来走势尚不明朗，使得光伏进入市场化交易蒙上了一层“阴影”。
事实上，市场化下的电价最大特性就是波动性与不确定性，面对市场价格波动，电站收益常随市场均价走低而缩水。以山西、山东为例，新能源占比较高，在2022年，山西电力现货市场就曾出现过新能源0电价出清的情况。而2023年，山东现货市场的更是出现负电价情况，一时引起广泛关注，在今年11月，山东、山西光伏现货均价分别为0.11元/度、0.18元/度，而在11月下旬，山东光伏现货均价一度降到仅0.03元/度。
图片来源：兰木达，中金研究院
此外，在2024年上半年，新疆风电结算均价0.23元/度，光伏结算均价0.16元/度，尤其是光伏电站，远低于0.25元/度的燃煤基准价；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度。而青海省新能源结算均价也在持续走低，从1月的0.228元/度下滑至6月的0.212元/度，半年时间降幅达到7%。
新能源进入市场，上网电价呈现的波动性非常大，并且同一省份不同地区都会出现电价差别，当电价均价低于燃煤发电基准价，直接影响到项目盈利水平持续下降，从而导致被动接受市场波动的局面。
对于分布式光伏而言，过去电量为全额收购，电价执行的是相对稳定的燃煤标杆电价，因此，也为分布式光伏项目带来了稳定的收益，然而，随着逐步参与市场化后，电价机制发生了本质的变化，由固定电价演变为市场化的波动电价，这将直接使得分布式光伏的收益受到市场供需关系的影响。
在入市大趋势不可逆的情况下，分布式光伏入市的进程也在逐步开启，虽然充满挑战，但入市也可以从根本上解决分布式光伏因装机规模扩张而带来的消纳难题。
分布式光伏入市“难题”待解
随着分布式光伏规模迅速扩大，市场交易需求愈发迫切。尽管各地鼓励就地消纳，但午间电量过剩、晚间无法使用的现象依然存在，增加了电网调峰压力。大规模电量集中上网还导致多地配电网反向重过载。为缓解这些问题，亟需通过有效的市场价格机制来引导分布式光伏的投资和发电行为，优化资源配置，提升系统运行效率。
近期多省发布2025年市场化交易规则中多次提到，分布式新能源可以以聚合方式参与交易，通过“化零为整”方式，由聚合商在电力交易平台注册成为经营主体，将多个分布式光伏项目由聚合商整合，以统一身份参与交易，提高交易效率和灵活性，进行整合谈判来确定最终收益效率。
聚合商的角色类似一个“技术员”，在面对负责的市场化交易规则下，需要专业人员进行详细分析，精准预测出力曲线，大型集中式光伏电站通常配备专业电力交易员，或由集团内部售电公司统一负责市场化交易，实现直接参与。对于分布式光伏项目来说，由于规模小而散，需要聚合商这样具有相关资质的企业，目前主要由售电公司来承担，确保在复杂市场环境中获得最优收益。
除了聚合商以外，多地也鼓励以虚拟电厂方式参与现货电能量交易。
近两年，虚拟电厂聚合用户负荷参与调节市场的路径逐渐走通，部分地区开始将分布式新能源聚合入市列入“行动计划”。
2024年4月18日印发的《山东电力市场规则（试行）》提出，虚拟电厂独立参与电能量和辅助服务市场交易，可选择报量报价或报量不报价参与现货市场，并能和其他发电机组一样获得容量补偿费用。
分布式新能源业主多为电力用户，可以让这些用户从单纯消费者转为产消一体者，通过负荷聚合商、虚拟电厂运营商等专业平台，用户的资源得以整合参与市场，简单的说就是“专业的事情交给专业的人”，降低普通用户入市难度和风险，提升市场运行效率与秩序。
分布式光伏入市除了借助聚合商和虚拟电厂以外，分布式光伏入市后面临的另一个问题是“卖给谁”。在过去，分布式光伏电量全部由电网统一调度送给用户。但随着新能源发电比例的增加，电网已难以继续承担这一角色。
在2023年9月20日国家发改委、能源局就曾发布过《电力现货市场基本规则（试行）》，放宽了市场经营主体的准入，将分布式发电、储能和虚拟电厂等新型主体纳入市场交易，即推动“隔墙售电”！
在新能源入市的推动下，储能逐渐成为市场化重要手段，随着电力市场开放和分布式的发展，分布式储能商业模式逐步发展起来，将储能设备部署在用户侧，与用电设备结合，实现电力的储存与释放，提升用电效率和稳定性。除了通过需求响应获取收益，分布式储能还能参与电力现货交易，获得额外收入。这种模式能够使虚拟电厂能够更灵活地管理能源资源，根据市场需求和电价波动进行调整，最大化经济效益。
此外，还可通过隔墙售电的模式，可以避免过度依赖电网实现就近消纳，尤其是对于工商业分布式光伏来说，自今年10月10明确规定6MW以上的大型工商业光伏项目必须选择“全部自发自用”模式后，对于工商业分布式光伏最好的入市模式则是“隔墙售电”。
随即，今年12月5日，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》提出，企业可以通过注册电力新型经营主体，将分布式光伏项目的发电量，在同一配电台区内，卖给场区红线范围外的用电户，即完全实现隔墙售电！
由此可见，未来的工商业分布式光伏的买家将是“隔墙售电”用户。
未来，对于分布式光伏入市的难点在于如何平衡技术和市场的需求。通过引入聚合商、优化“自发自用”模式以及推广“隔墙售电”，不仅可以使分布式光伏更好的融入市场化交易，更能有效获得最优收益。
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