告别保量保价：分布式光伏如何穿越市场化深水区

文/李紫嫣 摘要 “十四五”期间分布式光伏依托固定电价与全额上网政策实现跨越式增长，但2025年两项重磅政策落地，终结了固定电价模式，并强制划定工商业项目自用红线，打破了原有盈利逻辑，2026年新增装机预计迎来光伏全面平价上网以来首次同比下降，正式告别政策驱动的规模扩张阶段。以山东2026年1月结算数据为样本，行业呈现存量与增量、消纳模式、自用率、区域四大收益分化格局，同时面临消纳瓶颈凸显、收益波动加剧、成本变量增加三重压力。行业需通过配电网升级、商业模式创新、运营能力提升实现破局。分布式光伏行业虽然短期承压调整，但长期将完成从政策红利到市场主导的价值重构，迈入高质量发展新阶段。 正文 2026年1月，山东省率先完成新能源上网电价市场化改革后的首次月度结算，为全国分布式光伏市场化进程提供了重要观察样本。根据北极星太阳能光伏网数据，某分布式光伏项目平均结算电价低至0.013元/千瓦时，另一项目均价则高达0.3232元/千瓦时。这一市场变化预示着固定电价保障时代的终结和以市场化供需定价为核心的新阶段的开启。电价的分化正在倒逼行业从单纯的规模扩张向更注重项目质量、调节能力和运营水平的高质量发展转型。 一、保量保价时代的落幕：跨越式增长后的骤然转向 （一）增长底座：固定电价与全额上网构筑的制度红利 “十四五”时期，我国分布式光伏行业走出了一条昂扬的上行曲线。国家能源局数据显示，截至2025年底，全国分布式光伏累计装机达5.3亿千瓦，占光伏总装机的44%。“十四五”期间，分布式光伏新增装机快速增长，成为我国能源领域最具活力的增长点之一。这一时期的快速扩张，主要得益于两方面因素：一是国家及地方持续推出新能源激励政策，为行业发展提供了宽松的制度环境；二是固定电价模式下项目收益的高度确定性，形成了可预期的稳定现金流，吸引了大量资本涌入。然而，支撑这一增长模式的基石——固定电价+全额上网——在2025年遭遇根本性动摇。 数据来源：国家能源局，大公国际整理 （二）政策重塑：从收益模式到消纳方式全面变革 2025年密集出台的两份政策文件，从收益模式和消纳方式两个维度，重塑了分布式光伏行业的运行规则。 其一，上网电价市场化改革。国家发展改革委、国家能源局《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，以下简称“136号文”）明确，2025年6月后投产的新能源项目，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。这标志着执行近二十年的固定电价模式正式终结，光伏发电将与煤电、风电同台竞价，项目收益由“确定型”转向“波动型”。 其二，分布式光伏管理办法调整。国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称“《办法》”）规定，大型工商业分布式光伏项目原则上电量必须自发自用，仅在电力现货市场连续运行地区可采用“自发自用、余电上网”模式。对于一般工商业分布式光伏，国家层面未设定统一的自用比例，而是授权各省结合实际确定。截至目前，山西、山东、广西、海南、辽宁、湖北、宁夏（工商业厂房类）等省份已明确要求自用比例不低于50%，其中宁夏最为严格——超出比例的上网电量不予结算（无收益）；山东、湖北等地则采取柔性调节方式，对未达标项目在次年增加调峰力度。上述规定仅适用于《办法》发布后备案的新建项目，此前备案的项目仍按原政策执行。两项政策形成强叠加效应。此前大型工商业分布式光伏可通过“全额上网”实现类电站化运营，获得全生命周期稳定收益；新规直接打破该核心盈利模式，高比例自用红线（如50%及以上）使项目收益与业主用电负荷深度绑定。 （三）市场反应：政策窗口期的集中抢装与周期切换 两个政策节点的叠加，触发了市场为锁定原有收益模式进行的集中抢装。中国光伏行业协会数据显示，2025年一季度工商业分布式新增装机为31.26GW，二季度受政策窗口期驱动骤增至55.92GW，环比增长78.9%；而6月政策正式落地后，三季度装机急剧回落至6.32GW，环比下降88.7%。这一大幅回落并非简单的周期性波动，而是行业逻辑根本性转向的先行信号。国家能源局总量数据同样印证了这一趋势：2025年1～5月国内新增光伏装机达197.85GW，同比 增长150%，其中5月单月新增装机飙升至92.92GW，创历史单月装机纪录；而6月新增装机骤降至14.36GW，环比下降84.55%，需求明显回落。 多家机构对2026年的市场前景给出谨慎预期，行业进入审慎调整期。中国光伏行业协会预测，2026年国内新增光伏装机规模将从2025年的315GW降至180～240GW，这将是国内光伏全面平价上网以来的首次新增装机同比下降。在此背景下，分布式光伏装机增速放缓已成定局，行业正式告别“政策驱动、规模扩张”的高速增长阶段，迈入“市场主导、价值竞争”的高质量发展新周期。 二、不再保量保价之后：山东1月结算揭示的四重分化 作为率先全面落地136号文的省份，山东2026年1月的结算结果为理解“不再保量保价”的实践含义提供了可量化分析的样本。结算数据显示，分布式光伏项目收益呈现四重分化——存量与增量、全额上网与余电上网、不同自用比例、不同区域——这标志着行业已彻底告别“全省一价”的固定电价时代，迈入“因地因时因政策差异化定价”的市场化新阶段。 （一）存量与增量分化：政策红利的代际差异 存量项目与增量项目的核心差异在于机制电价。根据相关规则，存量项目机制电价执行燃煤基准价0.3949元/千瓦时，而增量项目需通过竞价获得，2026年度分布式光伏竞价出清结果为0.261元/千瓦时；未竞得机制电量或未参与竞价的项目，则需全额参与市场竞争。叠加不同项目的机制电量比例后，存量与增量项目的理论价差进一步扩大。 1理论均价计算公式：现货参考价×（1-机制比例）+机制电价×机制比例，现货参考价采用国网山东电力发布的2026年1月光伏结算参考价0.1448元/千瓦时；实际结算价格会因节点电价差异而有所不同。 32根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目的风电、光伏发电，以及2025年6月18日（含）以后投产的一般工商业光伏、2025年6月1日（含）以后投产的大型工商业分布式光伏等项目，除自发自用电量以外的上网电量全部参与电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。 测算显示，机制比例80%的存量工商业项目，理论均价比2026年度增量入选项目高出约0.1071元/kWh，比未入选项目高出约0.20元/kWh。实际结算数据与之吻合，根据《中国电力报》文章，山东1月结算中存量项目均价高于增量项目约0.22元/kWh。存量项目因历史政策红利仍享较高收益，增量项目则需直面市场化竞争。 需要强调的是，机制电价的竞争性确定并非“开倒车”，而是为市场化改革设计的“软着陆”装置：既要让新能源告别固定电价，又要避免投资断崖式下跌。通过竞争确定保底价，既能控制补偿成本，又能倒逼企业提升效率。存量与增量的收益分化已然形成，这一收益差距短期内难以收窄。 （二）全额上网与余电上网分化：时间价值的显性博弈 消纳方式的差异直接放大了收益分化，据《中国电力报》文章，1月结算数据显示全额上网项目结算均价高于余电上网项目约0.09元/kWh。这一差异源于电力的时间价值错配：光伏出力高度集中于午间时段，而现货市场中午间恰是电价低谷。余电上网项目的上网电量被迫在午间低价时段集中卖出，收益自然被压低；全额上网项目虽也面临同样午间低价时段，但因机制比例保障，受冲击程度相对较小。 （三）自用率阈值分化：运营能力的核心考验 即便是享有80%机制比例的存量工商业项目，若自用率过高，也会导致机制电量归零。根据《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》，余电上网项目的月度机制电量计算公式为“月度机制电量=月度发电量×机制比例-月度自用电量”，当计算结果为负数时，月度机制电量取0，该项目当月全部上网电量按现货市场价结算，不再享受任何机制电价保障。这一规则意味着自用率过高的存量工商业项目无法享受机制红利，反而需直面现货市场的低价波动，导致项目收益与企业自身用电负荷深度绑定。需要注意的是，若自用电价（节省的电费）显著高于市场交易电价，高自用率反而能提升项目整体收益。因此，真正的考验在于运营商能否精准匹配用电负荷与光伏出力，在争取机制保障与提高自用收益之间找到最优平衡点。 （四）区域分化：空间价值的真实还原 根据《中国电力报》文章，山东省17个地市的结算均价呈现显著区域差异，最高与最低值相差0.075元/kWh，这一价差直观反映了区域电力供需格局与消纳能力的真实差距。这种区域分化，在全国范围内呈现更清晰的图景。从装机分布看，2025年工商业分布式新增装机高度集中于江苏、浙江、广东三省，合计超33GW，占全国工商业新增装机的31%。这三个省份都具备民营经济发达、用电负荷密集以及峰谷价差可观的特点，为“自发自用”模式提供了天然土壤。2026年开年数据进一步印证了这一趋势。根据国家能源局数据，2026年1月的工商业分布式新增建档立卡项目区域分化显著，其中浙江（1,169个）、河南（1,576个）、广东（914个）位居前列。这些区域不仅具备充足的消纳能力，还在电力现货市场建设、虚拟电厂聚合等机制创新上走在前列。区域分化的本质，是市场化逻辑下空间价值的回归。项目收益直接与区域电力市场的供需关系、电网承载能力挂钩，区域差异成为决定项目盈利水平的核心变量之一。负 荷中心、电网承载力强、市场机制完善的区域，将成为新增项目的主战场；消纳受限区域和电网薄弱区域则需等待配电网升级或转向绿电直连等新模式。 数据来源：国家能源局，大公国际整理 三、深水区的暗流：消纳、收益与成本的三重压力 山东1月结算揭示的四重分化，并非孤立的市场现象，而是分布式光伏行业深层矛盾的集中外显。消纳瓶颈、收益波动、成本震荡三重压力是驱动该现象的核心诱因。三者相互叠加、彼此强化，形成负向循环，共同构成当前分布式光伏行业必须穿越的发展“深水区”。 （一）消纳瓶颈日益突出 当前，新能源消纳压力已在全国范围内加速显现，成为制约分布式光伏行业高质量发展的核心瓶颈。国家能源局数据显示，2025年全国光伏利用率为94.8%，较2024年的97.0%下降2.2个百分点；2026年1月进一步降至94.3%，反映出消纳压力的持续加剧。需注意的是，全国平均利用率数据掩盖了区域间的极端分化：西北省份弃光率持续高企，甘肃、新疆部分区域项目弃光率已处于高位；即便是山东这样的用电负荷大省，局部地区也面临消纳瓶颈。 对于分布式光伏，消纳困境表现为两种形式： 一是配电网承载能力逼近极限，消纳空间全面告急。2026年第一季度，多省公布的分布式光伏可开放容量数据显示，行业消纳能力已无法匹配项目扩张速度。其中，河北172个区县中35个可接入容量为0；海南222个乡镇中117个无开放容量；黑龙江6个县市可开放容量为0；吉林4个区域处于消纳红色预警状态3。配电网改造滞后已成为制约分布式光伏落地的关键短板。 二是负电价频现，显著拉低项目实际收益。2026年以来，负电价出现的频率、范围和持续时间均创近年新高，进一步加剧项目收益不确定性。1月，辽宁实时出清价格累计272小时触及-0.1元/千瓦时下限；春节期间，山东日前均价一度跌至0.035元/千瓦时，广东出现连续7小时负电价。在光伏出力高峰时段，发电企业不仅无法获得收益，甚至需要“倒贴钱”上网。 从本质来看，消纳困境的核心是分布式光伏电源建设速度与电网消纳能力提升节奏之间的时间错配。过去数年，分布式光伏行业依托政策激励呈现爆发式扩张态势，其增长速度已远超电网消纳能力的提升节奏，供需失衡导致的消纳压力将在短期内持续存在。 数据来源：Wind，大公国际整理 （二）收益波动持续加剧 长期以来，分布式光伏项目收益高度依赖上网电价的确定性，无论是全额上网还是余电上网，项目业主都能够相对准确地测算全生命周期收益。随着市场化改革落地，这一稳定盈利模型彻底失效，项目收益结构发生根