山东某光伏电站午间电价一度跌至3分钱，而三年前同样的电量还能卖出接近4毛钱的价格。

政策切换带来的收益落差让不少从业者彻夜难眠！

2025年2月，国家发改委与能源局联合印发的136号文（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）在光伏行业投下震撼弹。

这份文件要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并以2025年6月1日为节点区分存量和增量项目。

影响最大的，小编个人觉得肯定是分布式光伏，面临着从不入市到入市的变化。

随着政策落地，分布式光伏告别了保障性收购的“舒适区”，全面进入市场竞争时代。

0

1

收益重构

市场化下的多维计算模型

传统分布式光伏收益主要来自三部分：自发自用节省的电费、余电上网收入、各类补贴。

136号文实施后，上网部分电价完全由市场决定，补贴时代正式终结。

1. 收益结构剧变

在新的市场环境下，分布式光伏收益分为两大板块：

自发自用部分：收益=自用电量×（用户电价-优惠折扣）余电上网部分：收益=上网电量×市场化交易电价

业内测算表明，新政下自发自用率需达60%以上，且光伏出力曲线与用户负荷曲线吻合度需超过75%，才能维持8%的内部收益率基准线。

2. 电价波动成为常态

市场交易的引入带来巨大的价格不确定性。

以2024年11月山东电力市场为例：

月均光伏现货价：0.11元/度

月下旬最低价：0.03元/度

当地燃煤基准价：0.3949元/度

午间光伏大发时段与用电低谷叠加，导致电价断崖式下跌已成常态。

面对这种波动，分布式光伏业主需要重新评估项目收益模型。

0

2

机制解析

差价结算下的收益计算逻辑

136号文创新引入 “机制电量”和“机制电价” 概念，通过差价结算机制平衡市场波动。

理解这一机制，是准确计算收益的关键。

1. 机制电量划分

政策对存量与增量项目区别对待：

湖南省实施细则进一步明确：

存量项目按上网电量80%确定机制电量，机制电价统一为0.45元/千瓦时；

增量项目初始机制电量比例为20%，竞价上限0.38元/千瓦时，下限0.26元/千瓦时。

面对市场巨浪，136号文抛出“机制电量”和“机制电价”两个救生圈，通过差价结算机制平衡波动。

能否掌握这套算法，直接决定电站生死。

2. 收益计算公式

纳入机制电量的项目，最终电价由两部分组成：

实得电价 = 市场化交易电价 +（机制电价 - 市场交易均价）

以湖南省某增量项目为例：

机制电价：0.35元/度（通过竞价确定）

当月市场交易均价：0.25元/度

该项目实际成交电价：0.30元/度

则每度电实得：

0.30 + (0.35 - 0.25) = 0.40元/度

注：若市场均价高于机制电价，则需扣除差价

3. 竞价规则与策略

增量项目需通过全省集中竞价获得机制电量资格。

竞价按报价从低到高排序，直至满足当地新能源消纳责任权重所需电量。

如某省需要6000万kWh光伏电量，6个项目参与竞价（申报电价0.28-0.32元/度）。

入选项目将获得差价补偿保障，未入选则完全暴露在市场风险中。

0

3

模式创新

分布式光伏的破局之道

面对市场化冲击，行业探索出多条应对路径，重塑分布式光伏的收益逻辑。

1.提高自发自用比例

自发自用电量不参与市场交易，规避价格波动风险。

实际案例显示，通过智能监控系统动态优化自发自用比例，收益率可提升15%以上。

核心在于三招：

利用AI预测未来72小时发电量与用户需求。

动态调整生产计划匹配光伏出力高峰。

建立电价响应机制，高电价时段提升自用比例。

2. 光储融合创新

储能成为平滑收益的关键工具。

通过“低谷充电、高峰放电”实现峰谷套利。

在广东等高价差地区（峰谷价差超0.7元/度），配置储能的项目可在3-5年收回附加投资。

典型操作：

夜间低谷时段充电（电价约0.3元/度）。

白天高峰时段放电（替代1元/度的高价网电）。

参与需求响应获取补贴（削峰补贴最高5元/度）。

3. 虚拟电厂聚合

分布式光伏可通过虚拟电厂聚合参与市场，提升议价能力。

安徽省规定：分布式光伏可由虚拟电厂聚合交易，同一聚合单元不超出同一220千伏变电站供电区域。

这种模式提供三重保障：

规模化交易降低边际成本。

专业交易团队优化报价策略。

多资源互补提升调节能力。

4. 开发碳资产收益

除电费外，分布式光伏可开发碳资产收益。

根据《碳排放权交易管理办法》，重点排放单位可用CCER抵消不超过5%的碳排放配额。

按30元/吨的历史CCER均价计算，1MW分布式光伏年发电120万度，相当于减排约900吨CO₂，可产生2.7万元碳收益。

0

4

地域差异

各省规则的生存指南

全国一盘棋下，各省政策细则差异显著，项目命运天壤之别。

安徽模式：激进入市

最严苛的政策来自安徽：2025年1月1日后备案的工商业分布式必须参与绿电交易，仅自然人户用项目豁免。

交易规则要求分布式光伏通过虚拟电厂聚合，且划定同一220千伏变电站供电区域为交易单元边界。

广东方案：温和过渡

南方省份则相对缓和。

广东2025年交易规则明确：分布式新能源暂不强制入市，鼓励以聚合方式参与现货和绿电交易。

对110kV及以上集中式光伏设置50%-90%的基数电量保障，为行业留出喘息空间。

补贴地图：最后的红利

残余的地方补贴成为稀缺资源：

浙江29个市县仍有补贴，宁波余姚度电补贴高达0.45元/千瓦时。

广东黄埔区对公共机构项目补贴0.3元/千瓦时。

北京顺义区对学校、福利场所补贴0.4元/千瓦时。

这些补贴虽呈现明显退坡趋势（如浙江柯城区从0.6元/瓦降至0.2元/瓦），仍是过渡期的重要缓冲。

0

5

未来地图

谁将赢得新生态？

各省规则正加速分化：湖南取消强制配储，安徽强推平价项目全部入市，河北选择“先增量后存量”的渐进式入市方案。

随着各省规则明确，分布式光伏将形成“预测-交易-优化”的闭环管理体系。

那些仍指望政策庇护的电站，很快会发现午间发出的电力，价格已不如一瓶矿泉水。

这不是终点，而是光伏真正市场化的起点。