在由上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办的NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏全面参与电力市场发展专题研讨会上，国网（苏州）城市能源研究院能源战略与规划研究所研究员、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会 委员 李晨阳围绕“新能源全面入市背景下的分布式光伏发展路径探究”的话题展开探讨。
背景介绍
1.1 新能源蓬勃发展
新型电力系统建设正在从“量变”转向“质变”
新增装机：当前，新能源发电已成为我国第一大电源，2025年上半年，全国光伏新增并网2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦。
装机总量：截至2025年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，约占我国总装机的59.2%。其中光伏发电装机容量达到约11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦。
发电总量：2025年上半年，全国光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，全国光伏发电平均利用率94%。
1.2 电力市场建设加速
市场运作模式得到充分检验
省间现货市场已经转入正式运行，交易规模持续扩大，目前已覆盖“国网+蒙西”区域26个省超6000个发电主体，与南方电网建立了跨经营区现货交易机制，进一步助力电力资源在全国范围内畅通流动。国网经营区26个省级现货市场启动运行，其中5个转入正式运行（今年新增湖北、浙江），8个进入连续结算运行。
南网经营区也已建成覆盖中长期、现货、辅助服务交易的区域级电力市场。已于2025年6月28日启动连续结算试运行。
新能源市场化电量逐步攀升，2024年，市场化电量已超过保障性电量。
分布式光伏政策介绍
2.1 分布式管理办法与“136号”文
随着装机规模的持续扩大，消纳矛盾日益凸显。原有的管理规范已难以适应当前分布式光伏的发展环境。在此背景下，国家能源局印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），重点强调了就近消纳和安全运行管理。
随着新能源大规模发展，其上网电价固定价格机制的弊端也越来越突出。当前，固定电价难以充分反映市场供需关系，也未能公平分担电力系统调节责任，这已成为行业进一步发展的障碍。推动新能源上网电价市场化改革已十分迫切。国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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》（发改价格〔2025〕136号），明确新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。
国能发新能规〔2025〕7号文件老政策最后执行期限为2025年4月30日，也被称为“430”。发改价格〔2025〕136号中提到的存量和新增用户的并网时间分界点为2025年5月31日，也被称为“531”。
2.2分布式光伏发电开发建设管理办法
分布式光伏分类
自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏；
非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏；
一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏；
大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。
分布式光伏发电上网模式
包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。
自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。
一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定。
大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式；在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。
涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。
相比于《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号）
1、分类更细致，规则更精准
►原政策：户用、工商业两类
►新政策：自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四类
►这样，不同规模、不同性质的分布式光伏项目都有更匹配的管理规则，管理更加精细，也方便项目方按自身情况走规程，有利于行业有序健康发展
2、上网模式更严格，促进本地消纳
►大型工商业：原则上自发自用（现货市场地区可余电上网)
►一般工商业：取消全额上网方式
►调整后，既鼓励工商业用电用户更好地利用自发电，也促进了能源的就地消纳，构建更高效的能源利用体系
3、备案管理更规范，保护自然人权益
►禁止非自然人以农户名义备案，明确“谁投资，谁备案”
►这样能避免企业冒用农户信息扰乱市场，也让备案流程更透明规范，保障自然人参与光伏的权益
2.2 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
中国新能源电价政策演进：从保障收购到市场化过渡
第一阶段 (2006-2013年)：全额保障收购与固定电价补贴
核心目标： 解决发展初期严重的弃电问题，扶持产业起步。
一是建立全额保障性收购制度
新能源发展初期弃电严重（如新疆利用率仅63%）。《可再生能源法》（2006年） 首次从法律层面确立了全额保障性收购制度。
原国家电力监管委员会发布 《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（第25号令）（2007年），明确了电网企业的具体执行要求。
二是制定固定上网电价补贴
国家发展改革委 《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638号）。 明确了光伏项目执行标杆上网电价或电价补贴，期限原则上为20年，为行业提供了稳定的投资回报预期。
第二阶段 (2014-2020年)：补贴退坡与多元化机制
核心目标： 应对补贴资金缺口，推动行业降本增效，逐步引入市场机制。
一是新增绿证收益渠道
光伏装机量迅猛增长，导致补贴资金缺口巨大。 国家发展改革委、财政部、国家能源局 《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号）。推出绿证作为补贴的替代收益渠道，发电企业在绿证收益和国家补贴中“二选一”。
二是逐步取消全额保障性收购
国家发展改革委 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号）。在电力消纳受限地区，引入“保障性收购年利用小时数”概念，超出部分需参与市场交易，不再“全额”保障。
三是补贴强度大幅退坡
《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（“531新政”） 大幅下调标杆电价，暂停普通电站指标，倒逼产业降本增效。《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号） 等文件推动新增集中式光伏项目通过市场竞价确定上网电价。
第三阶段 (2020-2024年)：平价上网与市场化交易
核心目标： 实现无补贴发展，建立以消纳责任为基础的市场化交易体系。
一是建立可再生能源电力消纳责任权重制度
国家发展改革委、国家能源局 《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）。 明确各省级行政区域的消纳责任权重。
二是全面实现平价上网
国家发展改革委 《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）。 对新建新能源项目，中央财政不再补贴，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，标志着新能源进入“平价时代”。
三是通过绿电交易探索入市
国家发展改革委、国家能源局 《绿色电力交易试点工作方案》（2021年）。 开启“证电合一”的绿色电力交易，引导无补贴新能源进入市场，通过市场化交易体现其环境价值，实现从“计划”到“市场”的转变。
第四阶段 (2025年以后)：全面入市与过渡机制
核心目标： 推动新能源全面参与电力市场竞争，建立保障稳定收益的过渡机制。
一是推动新能源上网电量全面进入电力市场
《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》（发改价格〔2025〕136号），新能源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（含现货、日前市场）形成。实现新能源价格由市场决定，促进资源优化配置。
二是建立差价结算机制作为过渡
对纳入机制的电量，当市场交易均价与预设的“机制电价”产生差异时，由电网企业进行差价结算。确保新能源入市后能获得相对稳定的收入，稳定投资预期。同时鼓励新能源通过提升预测精度和调节能力，在市场中争取更高价格，获得超额收益。
长期以来，我国新能源上网电量采用“保障性收购+市场化”的模式进行消纳，136号文出台后，新能源上网电量将全面入市，完全通过市场化方式消纳。为保障新能源入市平稳过渡，文件提出了新能源可持续发展价格结算机制，将上网电量分为机制外电量和机制电量两部分。其中，机制外电量部分按照中长期、现货（日前、实时）规则参与交易，获得市场收益；机制电量部分，通过核定的机制电价与市场价格进行场外差价结算，获得稳定收益。
可持续发展价格结算机制
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。为了过渡顺利，建立了可持续发展价格结算机制。
存量项目（2025年6月1日前投产）电费收益=市场价×交易量+（机制电价政府定价-市场均价）×机制电量
增量项目（2025年6月1日后投产）电费收益=市场价×交易量+（机制电价竞价定价-市场均价）×机制电量
电费收益由政府或者竞价形成的机制电价、市场价格（包括项目价格和市场均价）、交易量、机制电量四个因素共同决定。
简言之，先按市场价算账，再与政府/竞价电价，多退少补，这种结算方式既兼顾市场波动，也有机制价兜底。
“136”号文政策落地情况解读
3.1 概览
截至2025年9月8日，共22个省（市）下发了136号文的省级承接文件（包括正式稿、征求意见稿、试行稿与暂行稿），即本省的深化新能源上网电价市场化改革具体措施
将从国网区域、南网区域、蒙西电网几个电网分区范围内，梳理总结各省承接文件的特点。
3.2 华北电网区域
包括：北京、天津、河北、冀北、山东、山西；其中山东为正式稿，北京、山西为征求意见稿。
山东
8月8日，山东省发改委下发《关于2025年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知（鲁发改价格〔2025〕578号）》和《《山东省新能源机制电价竞价实施细则》的通知（鲁发改价格〔2025〕577号）》
9月11日，山东省2025年度新能源机制电价竞价出清结果公示。整体来看，山东此次风光项目的入选电量均低于竞价电量，而光伏和风电的机制电价较煤电基准价0.3949元/kWh分别下降43%和19.2%。
山东竞价结果简析
光伏入选项目共1175个，总规模1.265GW，其中集中式7个，约1.22GW，含1个海上光伏项目（497.2MW），分布式项目1168个，规模约45.62MW。光伏机制电价为0.225元/kWh，机制电量比例80%，入选电量为12.48亿千瓦时。竞价结果远低于市场预期，按照80%机制电价+20%市场化电价估算实际结算电价不足0.2元/kWh。
核心原因是机制电量的分配：在总共94.67亿千瓦时的规模中，风电占据超八成（81.73亿千瓦时），而光伏仅占一成多（12.94亿千瓦时）。这导致光伏项目竞争异常激烈，此次光伏共有37个集中式、3500个分布式项目参与竞价，超300%的申报充足率迫使大量企业报出“地板价”以求入围，而参与者较少、电量宽松的风电项目则获得了相对理想的电价。
此次“风光倒挂”现象背后是山东省主动调整能源结构的政策导向。为解决光伏装机量过大导致的“午间高峰、夜间低谷”及现货电价暴跌等电网消纳难题，山东正大力推进风电发展，优化风光装机比例，以发挥风光互补的优势。山东的这一做法可能成为全国风向标，在新型储能尚难支撑电网平衡的背景下，未来更多省份或将优先发展风电，以应对普遍存在的晚高峰负荷挑战。
3.3华东电网区域
包括：上海、江苏、浙江、安徽、福建
其中上海为正式稿，浙江、安徽为征求意见稿
是政策相对友好的区域，但根据各省情况，政策差异较大
浙江
9月3日，浙江省发改委发布《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及3个配套实施细则意见，明确浙江存量、增量项目的电价政策如下表
3.4华中电网区域
包括：湖北、河南、湖南、江西
其中湖北为正式稿、湖南为暂行讨论稿
仅从136号文来看，湖北、湖南的保障比例都不高，甚至与西北省份齐平，而湖北存量集中式光伏电站的机制比例也下降得比较快。湖南中衡直流投运后电价变化较大，有待进一步观察
湖南
根据湖南省发改委关于印发《湖南省深化新能源上网电价市场化改革实施细则（暂行）》的通知，2025年新增纳入机制的风电、光伏电量规模,分别按照参与竞价的风电、光伏项目年上网电量的20%确定
3.5西北电网区域
包括：陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆地区
其中甘肃为正式稿，宁夏、陕西为征求意见稿，新疆为试行稿
西北仅甘肃由征求意见稿阶段转为正式稿阶段。从整体的电量总规模测算来看，154亿千瓦时对应的常规存量项目的机制电量比例预计不会超过15%
甘肃
8月15日，甘肃省发改委、甘肃省工信厅、甘肃省能源局、甘肃能监办发布《关于2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价安排的通知》，8月22日，国网甘肃省电力公司发布《国网甘肃省电力公司2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价组织公告》首批竞价项目，纳入机制范围的电量规模8.3亿千瓦时。第二批次竞价项目，纳入机制范围的电量规模15.2亿千瓦时
宁夏
7月28日，宁夏自治区发改委下发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。
3.6 东北电网区域
包括：辽宁、吉林、黑龙江、蒙东
其中蒙东为正式稿，辽宁、黑龙江征求意见
东北地区的新能源投资而言，各省特点不一。其中黑龙江的最大风险来自于负荷能力不足下的电力消纳问题，相比之下，辽宁的消纳能力要优于黑龙江，蒙东则对增量新能源不安排机制电量
辽宁
7月，《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》、《辽宁省新能源增量项目竞价方案（征求意见稿）》
2025年竞价时纳入机制的电量规模与 当年新能源非市场化比例妥善衔接，按增量项目上网电量的 55%确定
蒙东
5月29日，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确：1）蒙东电网新增风电、光伏项目，不安排机制电量；2）对于不同类型的存量风电、光伏项目的保障情况如下表所示：
3.7 蒙西电网区域
蒙西
5月29日，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确：1）蒙西电网新增风电、光伏项目，不安排机制电量；2）对于不同类型的存量风电、光伏项目的保障情况如下表所示：
3.8 西南电网区域
包括：四川、重庆、西藏
其中四川、重庆为征求意见稿
西南地区对比来看，重庆、四川对于存量分布式光伏保障比例充足，这与当地分布式装机比例较低密切相关
3.9 南方电网区域
包括：广西、云南、贵州和海南
其中云南为正式稿，广东、贵州、海南为征求意见稿
贵州、海南增量机制比例水平相对更高，但后续的建设空间主要受土地资源的限制较大。广东作为华南地区的代表省份，其136号文的具体细则亦颇受行业关注，这亦源于广东是华南地区最大的负荷中心代表，也是目前新能源投资最具空间的省份之一
广东
广东省电力交易中心印发《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》以及《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》
海南
7月10日，海南省发改委《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》 。首次竞价电量规模与2025年新能源非市场化比例适当衔接，2025年6月1日至2026年12月31日期间新建投产的海上风电项目按年上网电量的80%确定，陆上风电和光伏项目按年上网电量的75%确定。单个项目申报电量规模不得高于其全部上网电量，2025年竞价时暂按其全部上网电量85%进行申报。
分布式光伏发展建议
4.1收益模式改变
新能源收益模式由“以量为先”向“量价统筹”转变
不仅需关注自身发电量和利用率，更要重视中长期和现货市场的电价走势和比价关系，新能源的市场交易能力将成为新能源企业间收益差异的主要因素。
机制电量规模大小将决定新能源入市策略
机制电量占比较高时，新能源交易策略较为保守，一般采取报低价、确保上网为主；机制电量占比较低时，市场价格不足以覆盖新能源固定投资成本，新能源将调整交易策略，主动预测供需，在确保中标上网的前提下，逐步提高报价，获得收益。
4.2存量分布式项目
存量项目（2025年6月1日前投产）
电费收益=市场价×交易量+（机制电价政府定价-市场均价）×机制电量
对于存量分布式光伏的发展，核心在于一个“稳”字。现有的政策已将原有的保障政策稳定过渡至机制电价，多数省份对于存量分布式光伏机制电量比例接近或达到100%，价格也多参照煤电基准价，进入市场后可以选择市场“价格接受者”，也能基本保障了原有的收益水平。
机制内电量仅参与实时市场出清。机制外电量的部分，需要通过一系列措施稳定收益或者获得超额收益。具体而言：
一是可以通过中长期合同稳定价格，关注长周期购电协议，锁定长期收益，降低市场波动风险；
二是提高交易能力，主动预测供需或者聚合参与聚合主体交易参与日前市场，获得现货市场额外收益，争取更高交易电价；
三是通过环境价值获得收益，通过绿电绿证交易等获得绿色价值收益；
四是成本核算合理的情况下，配置储能，探索光伏+储能模式，增强调节能力，错峰提高能源价值。
4.3增量分布式项目
增量项目（2025年6月1日后投产）
电费收益=市场价×交易量+（机制电价竞价定价-市场均价）×机制电量
一是在投资决策前期，要对各省的落地政策进行深度分析，精准锁定高价值的目标市场。
需要重点关注几个核心市场要素：机制电量总盘的大小，因为它决定了市场容量与竞争激烈程度；单个项目的最高机制电量比例，这影响着项目的规模决策；机制电价的竞价上下限，它划定了价格博弈的空间；以及机制电价的预期，总盘大小与申报充足率都对机制电价的预期有影响，这直接机制电价中标项目的经济性。将这些因素纳入收益模型，才能对项目收益做出可靠预期。
二是要优先选择能够最大化就地消纳的商业模式，以此构建最稳固的收益基础。
理想的模式是采用“自发自用”，即寻找用电价格高、负荷曲线与光伏出力匹配且生产经营稳定的工商业用户、数据中心等。此外，在政策允许的区域，可以积极探索绿电直连、就近消纳项目模式，在获得稳定电价收益的基础上，还能实现绿色环境价值的溢价。
5月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）；9月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）。
三是要通过聚合交易的方式，化“分散”为“集优” 。
对于单个中小型分布式项目而言，独立参与市场交易的门槛高、风险大，人力成本、技术成本无法核算。因此，可选择加入虚拟电厂或者分布式聚合商，聚合参与机制电量竞标和机制外电量电力市场交易。或者在工业园区等场景，可参与源网荷储一体化项目或智能微电网，实现系统级的能源优化和交易价值最大化。
四是提高交易能力，不止做价格“接受者” 。
可选择配置储能，通过“光伏+储能”的深度融合，提升市场竞争力和跟踪价格信号的主动能力。储能的配置容量和策略必须基于精细化的经济性测算，确保投资的收益率和有效性。
加强预测能力，在电力现货市场中，着力构建厂站功率预测和市场电价预测的能力，以此作为交易决策与盈利的基石。
总之，分布式光伏的发展必须告别过去的路径依赖，从单一的发电资产向灵活、智能、主动的交易单元转变，从而在未来的市场化竞争中赢得主动，实现可持续的高价值发展。
总结
1.新政策新环境
背景： 新能源装机激增与消纳矛盾凸显，驱动政策体系全面升级。
政策变革：
“430”政策 (管理新规)：细化分布式光伏分类（如户用、工商业），规范不同类型项目上网模式，引导“自发自用”，从源头重塑开发建设规则。
“136号文” (价格革命)：上网电量全面进入电力市场，价格由市场交易形成，彻底告别固定电价时代。
2. 新能源全面入市核心机制：市场化收益 + 差价结算
►差价结算机制： 引入“新能源可持续发展价格结算机制”作为过渡。
机制电量部分： 通过与“机制电价”进行场外差价结算，获得稳定收益。
机制外电量部分： 电量通过中长期、现货等市场交易，获得浮动市场收益。
►新旧有别：区分存量项目和增量项目
存量项目 (25.6.1前)： 机制电价由政府定价（多为煤电基准价），保障基本盘。
增量项目 (25.6.1后)： 机制电价由市场竞价形成，收益不确定性增加。
3. 政策落地现状：区域分化显著，“一省一策”
政策落地差异大： 各省在机制电量比例、竞价规则、价格上下限等方面存在巨大差异，从西北的低比例保障到华东的相对友好。
竞争日趋激烈： 以山东为例，竞价结果出现“风光倒挂”，光伏机制电价远低于预期，反映出市场竞争的白热化以及地方能源结构调整的政策导向。投资者需精准研判区域政策。
4. 发展路径：量价统筹，分类施策，策略升级
►存量项目 - 稳中求进：
核心策略： 在保障机制电量收益基础上，机制外电量，通过聚合参与现货市场、签订长协、绿色价值交易、配置储能等方式，争取超额收益。
►增量项目 - 精耕细作：
投资决策： 深度分析各省政策，优选机制电量比例高、竞价环境友好的高价值市场。
商业模式： 遵循“430”、650号文等政策导向，优先选择“自发自用”“就近消纳”“绿电直连”模式，锁定稳定收益，并探索绿电交易获取价。
能力建设： 聚合入市，降低交易门槛，增加竞价与交易能力；“光伏+储能”、VPP等模式提升灵活性和价格发现能力，主动参与市场竞争，向灵活、智能、主动的交易单元转变。
