光伏电价“安全垫”快速撤退，市场化倒逼收益重构

提高项目自发自用比例、提前配置储能、提升电力交易能力，或是破局关键路径。

发改价格〔2025〕136号文正式拉开新能源全面入市的大幕，机制电价作为专为过渡期设计的差价保障工具，一度成为光伏项目抵御现货电价剧烈波动的最后一道屏障。如今这层“安全垫”正快速撤出工商业赛道。

据第一财经不完全统计，山东、河南、广西、江西、安徽五省份已先后落地政策，将新建工商业分布式光伏剔除出机制电价覆盖范围，宁夏、海南等地也同步收紧大型工商业光伏竞价准入。部分光伏开发企业负责人表示，此前工商业分布式光伏依靠保量保价的政策兜底形成稳定收益预期，而随着增量项目脱离机制电价，新项目投资收益波动将加剧，企业投资趋于谨慎，行业洗牌节奏或提速。

不过行业认为，此番机制电价退坡，是新能源项目接轨真实市场定价的必经阶段，长期将倒逼行业告别粗放拼装机规模，转向深耕负荷匹配、储能配套、专业电力交易的精细化运营，率先搭建市场化评估与交易体系的主体，将抢占行业变革先机。

撤掉“安全垫” 机制电价全称为新能源可持续发展价格结算机制，是《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》（即“136号文”）配套的过渡性政策，由市场竞价形成基准价格。因光伏午间集中出力时常遭遇现货低价、负电价，当市场成交均价低于机制电价时，电网企业将按月补足价差，稳住项目收益预期。

一旦光伏项目被排除在机制电价外，其上网电量完全随行就市，收益将不再有任何政策保底。过去一年来，国内多省份陆续出台细则，取消工商业分布式光伏项目的机制电价兜底，并根据当地消纳情况设置了不同过渡期。山东作为分布式光伏第一大省，改革动作最快、政策力度也最强。

2025年8月当地发布竞价实施细则，规定当年6月18日之后投产的一般工商业光伏、6月1日后投产的大型工商业分布式光伏，自发自用以外的全部上网电量不纳入机制电价执行范围；今年4月，当地修订相关文件，明确一般工商业光伏、大型工商业分布式光伏、6月1日以后投产的户用非自然人光伏，不再纳入机制电价执行范围。

河南和广西跟进，两省份均规定，2025年6月及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏不纳入机制电价执行范围。江西、安徽则为市场预留了较长缓冲期。今年下半年，两省相继修订竞价细则，分别明确2027年1月1日起投产的自发自用余电上网模式工商业分布式光伏、一般工商业分布式光伏与大型工商业分布式光伏项目取消机制电价兜底。

此外，宁夏、海南两地也收紧大型工商业光伏项目竞价准入，分别明确大型工商业分布式、全部自发自用模式的大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围。在行业看来，工商业分布式光伏脱离机制电价兜底是大势所趋。

谈及政策主动“断奶”，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉第一财经，这是多重现实约束的必然选择，其中，电网承载与消纳难题是摆在各地主管部门面前的紧迫难题。以山东地区为例，截至2025年6月，山东省累计光伏装机约91吉瓦（GW），其中分布式光伏超过60GW，占比约2/3。

2024年，全省136个县（市、区）中，有53个被列入低压配网接网预警等级“受限”。在消纳“红区”不断扩大背景下，取消机制电价成为一种倒逼手段，用市场信号促使开发企业提高项目就地消纳能力，缓解电网堵塞压力。全社会用电成本分摊的财政约束，同样推动多地收紧机制电价覆盖范围。

136号文规定，新能源差价电费纳入当地系统运行费用，由全体工商业用户分摊。据售电公司虹知数科数据，今年山东省新能源差价结算费用已由1月的0.0576元/千瓦时涨至4月的0.0998元/千瓦时，涨幅超过70%。因此，将增速快、规模庞大的工商业分布式光伏项目率先排除在外，是控制这一成本传导的较直接方式。

行业认为，政策的深层导向，是纠正过去重上网、拼装机的畸形开发逻辑，引导分布式光伏回归重消纳的本源。“盲目扩建只会造成资源浪费。”林伯强认为，机制电价退潮表面看虽然撤掉了分布式光伏的“安全垫”，但长期看，会在一定程度上加速行业洗牌，倒逼分布式光伏项目向拼精细化运营、拼交易能力与真实收益升级。

收益如何保障 行业预判，未来工商业分布式光伏电价无保底入市将成为常态。想要对冲电力市场价格波动，行业必须跳出传统开发思维，搭建多层次收益保障路径。自发自用电量是市场化项目稳定的收益底盘，负荷匹配度正成为立项的核心指标之一。

广西一家光伏施工总承包企业项目负责人杨越（化名）告诉第一财经，虽然当地取消工商业分布式光伏机制电价，但由于公司早在立项初期就贴合业主厂区负荷匹配装机，最大化内部消纳，因此目前项目的收益率仍能保持平稳，也不存在电费回款周期长或坏账问题。市场端也衍生出适配新环境的共建合作模式。

广东分布式光伏企业晴天科技推出“三年半按发电量付费”的创新模式，无需业主前置投入，而是按实际用电负荷，要求匹配装机规模，业主分期偿付投资成本。该公司副总裁黎定杰表示，这种共建新模式将光伏3~4年的投资回报周期公开透明化，让业主自主评估收益、理性合作，有效缓解电价波动带来的合同纠纷，重构双方利益平衡。

但仅靠自发自用不足以对冲午间电力市场低价冲击，储能从配套升级为标配。林伯强表示，配套储能是分布式工商业光伏应对市场波动的核心手段，随着储能产业规模化量产推进，设备成本下行，光储一体化类项目将挖掘出新的收益增长点。当前，储能收益已覆盖峰谷价差套利、容量补偿、辅助服务等多种盈利方式。

山东一家电力央企负责人告诉第一财经，其在德州的总装机100兆瓦分布式光储融合项目，配建220千伏升压站接入山东电网。项目采用县域光伏低压侧分布式储能技术、云储能终端选址定容量方法，解决台区用户过电压、反向重过载问题，并实现分布式光伏及储能可观可测可控可调，助力光伏就近消纳的同时，今年上半年还借助峰谷套利、容量补偿、调频辅助等合计收益超1900万元。

此外，搭建动态的电力交易能力，是企业拉开收益差距的关键。杨越建议，大型发电项目可考虑自建专业交易团队，持续跟踪日前、日内现货市场价格走势；中小分布式电站则可以接入具备资质的聚合商、虚拟电厂平台，间接参与电力批发市场或需求侧响应，获取收益。值得关注的是，电力企业人才招聘方向也发生明显变化。

据第一财经了解，过去电力交易员岗位多以电力专业人才为主要招聘对象，近两年，金融、计算机、大数据相关专业人才成为刚需，多家企业着力搭建数据分析团队，依靠模型预判电价走势、制定最优交易申报策略。