南网5省分布式新能源将迎“大考”！聚合交易或成“必答题”

1月4日，国家能源局南方监管局正式印发《南方区域新能源参与电力市场交易实施方案（试行）》（以下简称《方案》，全文见文末），标志着南方五省（区）新能源参与电力市场迈出关键一步，为新能源全面参与电力市场提供了系统性的制度安排与操作指引。

方案最引人关注的是，在参与现货市场方面指出，分布式新能源项目经虚拟电厂运营商按同一节点聚合后成为可直接调度的发电类虚拟电厂，以报量报价或报量不报价参与现货市场；

2026年6月30日前，未经聚合的分布式新能源项目按所在省(区)发电侧实时市场同类项目加权平均价参与实时市场结算;

2026年7月1日起，未经聚合的分布式新能源项目将按所在节点参与实时市场结算。

这意味着，从2026年7月1日起，未通过虚拟电厂聚合的分布式新能源项目，将全面执行节点电价结算，彻底告别省级加权平均价的 “稳定保护”，这将重塑项目的收益逻辑。

要弄清楚这个变化为什么重要，就要先厘清两个概念：

省级加权平均价，本质是 “计划思维的延续”，通过全省平均化平滑市场波动，能保护分布式项目免受价格风险，但也掩盖了区位价值差异，导致电力资源无法向高效益节点流动；

节点电价，本质是 “市场信号的精准传递”，通过价格差异引导分布式项目向负荷中心、电网强支撑区域布局（如工业园区、城市周边），同时倒逼偏远地区加强电网建设或通过虚拟电厂聚合提升消纳能力，最终实现电力资源优化配置。

这将对分布式项目的未来收益产生哪些影响，下面通过案例说透这个事情.

一、案例情况

结合2025年南方区域典型省份Z省的市场数据，通过案例对比，解读两种结算方式的收益差异。

选取2025年第三季度的两个分布式光伏项目作为样本，项目基础条件完全一致，仅结算方式不同，具体数据如下：

根据该省电力交易中心2025年第三季度公示数据，两种结算方式的价格与收益差异如下表所示：

上述案例中，项目位于负荷中心节点（P89），节点电价整体高于省级平均价；但对于位于电网末端、消纳条件较差的分布式项目，节点电价可能低于平均价，收益差距将反向扩大。

补充2025年第三季度该省偏远节点（Q22，远离工业负荷区）的案例数据：

该案例表明，节点电价并非 “万能利好”，其本质是靠近负荷中心、电网接入条件好的项目能通过节点电价获得更高收益，而偏远节点项目则需承受更低价格，这与省级加权平均价 “一刀切” 的收益逻辑形成根本区别。

二、对分布式项目的实操建议

从2025年的实测数据来看，2026年7月1日全面切换节点电价后，分布式项目需制定针对性调整策略：

优先参与虚拟电厂聚合：聚合不仅能获得参与现货市场的资格，更能通过虚拟电厂的专业运营（如高峰时段多发电、低谷时段调整出力）抵消节点低价冲击，案例中项目F（聚合后）即便在低谷时段收益波动，季度总收益仍高于平均价项目；

新建项目重视区位选择：避免在电网末端、消纳能力弱的区域布局，优先选择工业负荷密集、电网接入条件好的节点（如省级经开区、产业园区），这类节点的节点电价长期高于平均价；

提升自身运营能力：未聚合项目需建立节点电价监测机制，结合自身出力特性调整运行策略（如在电价低谷时段配合电网进行灵活性调节），降低极端低价带来的损失。

在2026年，分布式能源的“聚合入市”或许不是选择题，而是未来稳定盈利的必答题！

原文见下：

来源：国家能源局南方监管局

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