2025年以来,国家发展改革委密集释放政策信号,陆续发布136号文、357号文及394号文,从全面深化新能源上网市场化改革、加快虚拟电厂发展,到推进电力现货市场建设,一系列政策为分布式光伏市场化交易、聚合交易(虚拟电厂)领域注入强劲动力,同时也带来了新的市场机遇与挑战,成为行业关注的核心方向。
基于这一政策背景,吴静文在分享中首先解析了新能源入市的两种核心方式——被动入市与主动竞争的差异。她指出,被动结算模式下,限发问题较少或基本不存在,但劣势在于电价波动幅度较大,导致项目长期收益难以精准测算;而主动交易模式则更具灵活性,具体可分为直接交易和聚合交易两类。
在聚合交易模式方面,吴静文详细拆解了当前市场上的三种主流形态:
模式一以浙江为代表,聚合商仅承担分布式电源的代理交易职能,通过提升市场力助力电源参与交易,但不参与实际结算,偏差考核责任全部由分布式电源自行承担,遵循“谁结算、谁获益、谁担责”的原则。
模式二则要求聚合商具备虚拟电厂身份,并按售电公司资质标准接受管理;交易中,电网同时与分布式电源、聚合商进行结算,且分布式电源按与聚合商签订的固定价格执行交易,与模式一的纯代理模式存在本质区别。
模式三是2025年7月广东刚刚推出的新型模式,目前处于探索阶段,其显著特点是光伏电站与聚合商的收益不确定性均较高,未来市场潜力与风险需进一步观察。
在直接交易模式上,当前已出具直接交易相关政策的省份,包括广东、天津、安徽、冀北、江苏、云南及上海,其中上海为试点交易,暂未大规模展开。
除了市场模式解析,吴静文还针对分布式电源参与市场面临的核心挑战,提出了针对性应对策略:
针对“规模小、分布分散”的问题,建议通过“零散单体+聚合交易”的组合方式,整合分散资源形成规模效应;
针对“收益难量化”的痛点,提出通过区域协同机制优化数据测算,减少误差以提升收益确定性;
针对“参与门槛高、市场风险大”的挑战,则建议引入专业团队提供技术支撑,通过提高预测精度、优化交易模式,降低参与风险、提升交易效率。
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