在能源轉型的壯闊浪潮中，分布式光伏憑借著自身顯著的特點，如靈活布局、可就地消納等，正逐步成長為能源領域的中流砥柱。

截至2024年末，我國分布式光伏發電累計裝機量攀升至3.7億千瓦，在全部光伏發電裝機中占比42%。

2024年，分布式光伏發電新增裝機1.2億千瓦，占當年新增光伏發電裝機的43%，其發電量達3462億千瓦時，占光伏發電量的41%。

從累計裝機、新增裝機到發電量，這一組組數據均直觀地展現出了分布式光伏發展的迅猛勢頭。

長久以來，“保量保價”政策宛如一把保護傘，為分布式光伏產業的發展遮風擋雨。

以江蘇省為例，在以往集中式光伏若不參與綠電交易，能在一段特定時間內，享受保量保價收購小時數的政策保障 。

在這種政策支持下，光伏企業的收益有相對穩定的預期，得以安心擴大生產規模、投入技術研發，吸引眾多企業紛紛投身分布式光伏領域，推動產業快速擴張。

然而，隨著產業的不斷成熟與市場環境的變化，隨著136號文件的出臺，“保量保價”政策已充分履行完其特定階段的使命，正逐步退出歷史舞臺。

“保量保價”退場，將對分布式電價產生哪些影響？我們又該如何看待這件事情？

“保量保價”政策的由來與退場

“保量保價”政策，顧名思義，即保障分布式光伏項目的發電量和上網電價。

通過設定固定的上網電價和保障性的發電量，政府為分布式光伏項目提供了穩定的收益預期，降低了投資風險，吸引了大量社會資本進入分布式能源領域。

這項政策是我國新能源發展初期為鼓勵新能源投資、保障新能源企業收益而采取的一項重要措施。

然而，在電力市場的不斷改革和新能源技術快速發展的進程中，“保量保價”政策逐漸顯露出了其局限性。

一方面，固定的上網電價無法真實反映電力市場的供需關系和發電成本的變化，導致資源配置效率低下。隨著新能源裝機容量的快速增長，電網調峰壓力日益增大，“保量保價”政策難以持續滿足電網安全穩定運行的需求。

另一方面，保障性的發電量限制了分布式光伏項目的市場競爭，不利于行業的優勝劣汰和健康發展。長期依賴政策補貼，新能源企業可能缺乏提高效率和降低成本的動力，導致市場競爭力不足。

并且伴隨著電力市場的逐步成熟和電力體制改革的深入，市場在資源配置中的決定性作用日益凸顯，“保量保價”政策與市場機制之間的矛盾也日益突出。

由此，國家逐步取消了“保量保價”政策，分布式電價開始全面市場化。

通過市場機制實現資源的優化配置，促進分布式能源行業的健康、可持續發展。

山東分布式光伏電價

演變與啟示

全球光伏產業矚目中國，中國光伏產業亮點在山東。這絕非虛言。

為何這么說？山東光伏裝機連續七年全國第一！

我們來看一組數據。截至2024年底，山東分布式累計裝機5020.6萬千瓦，戶用光伏累計達2764.9萬千瓦，均居全國首位。

在政策扶持層面，山東多年來相繼頒布了諸多利好舉措。基于此，我們期望借由剖析山東分布式光伏電價的發展演變，從中獲取有益的啟發。

山東省分布式光伏電價經歷了顯著的演變過程。

從最初的固定上網電價到后來的浮動電價機制，再到如今的全面市場化交易，山東省分布式光伏電價的變化充分反映了我國分布式電價市場化的進程和挑戰。

在固定上網電價階段，山東省分布式光伏項目獲得了穩定的收益預期，吸引了大量社會資本與企業進入該領域。

彼時，天合、華為、陽光、隆基、錦浪、固德威、古瑞瓦特、愛士惟、正泰安能、海泰、晶澳、晶科等企業，在這片充滿機遇的山東熱土上大顯身手，成為行業內熠熠生輝的“活躍分子”與出類拔萃的佼佼者。

其后為了適應市場需求與推動分布式光伏行業的健康發展，山東省開始探索浮動電價機制。

那便是，將電價與發電成本和市場供需關系掛鉤。

不過，浮動電價機制存在固有短板，難以精準映射電力市場的實際狀況。鑒于此，山東省毅然抉擇，全力推動分布式光伏電價全方位邁向市場化。

2025年，山東省分布式光伏市場化電價走向，與政策層面的調整緊密相連，牽一發而動全身 。

根據山東省發改委、山東省能源局、山東能監辦聯合下發的《關于進一步明確2025年新增新能源項目參與電力市場相關事項的通知》，對于2025年新增并網的分布式光伏項目，其結算電價計算公式為：

結算電價=?85%×煤電基準價+15%×集中式光伏現貨均價

以2025年2月的情況來看，由于春節假期期間工業用電需求減少等因素的影響，山東光伏現貨市場價格大幅下滑，均價低至每度僅0.057元，而與此同時，山東省煤電基準價則維持在每度0.3949元。按照上述公式計算可得：

保障性收購部分收益：0.3949×85%=0.3357元/度市場交易部分收益：0.05696×15%=0.0085元/度綜合電價：0.3357+0.0085=0.3442元/度，約為0.34元/度

這種低電價的情況并非山東所獨有，在其他省份也屢見不鮮。

但話又說回來，山東省分布式光伏電價的演變過程為我國分布式電價市場化改革提供了有益的啟示。

一方面，各地在推進分布式電價市場化時，需結合本地新能源發展情況和市場承受能力，合理設置電價波動范圍，保障市場穩定，避免價格過度波動對產業造成沖擊。

另一方面，制定符合自身發展需求的分布式電價政策，不搞“一刀切”，有序引導各類市場主體參與，避免操之過急導致市場混亂，確保市場平穩過渡和健康發展。

再者，企業需要積極應對市場化改革帶來的挑戰和風險，加強政策研究與市場洞察能力、提升技術水平和服務質量、加強風險管理與應對能力等。

“保量保價”退場

分布式電價將遭遇更多不確定性

對于分布式電價的未來走向，政策制定者、企業和投資者也都在密切關注。

畢竟，“保量保價”政策退出歷史舞臺，分布式電價將迎來諸多未知變數。

由于新能源發電具備間歇性、波動性等特性，從這一角度出發，其電價波動態勢呈現出高度的不可預測性。

新能源大發時段電價下跌。在新能源大發時段，電力供應大幅增加，而需求若未同步增長，供大于求會導致電價大幅下降，甚至可能出現零電價或負電價的情況。

如2023年4月29日- 5月3日，山東因用電負荷下降、新能源大發，電力現貨實時交易累計出現46次負電價。（推薦閱讀：新能源發電全面入市：“負電價”現象會成為常態嗎？）

不同季節和時段波動大。分布式光伏發電具有間歇性和波動性，不同季節、不同時段的發電出力不同。在光照充足的時段和季節，發電量增加，可能使市場供過于求，電價降低；而在光照不足時，發電量減少，電價可能上升。

但由于用電需求也存在季節性和時段性變化，兩者的相互作用使得電價波動難以準確預測。

前段時間發布的136號文中，“機制電價”和“差價結算機制”的提出，也給分布式電價帶來了巨大的不確定性。

機制電價方面，對于2025年6月前投產的存量分布式光伏項目，執行 “機制電價”，且逐步減少保障性電量比例，鼓勵參與市場競爭。2025年6月起投產的增量項目，“機制電價”要通過競價來確定，電價上限由省級部門設定，執行期限與項目回收周期掛鉤。

這意味著無論是存量項目還是增量項目，其機制電價都將受到政策調整的影響，存在不確定性。

差價結算機制方面來看，雖然建立了差價結算機制，當市場交易均價低于機制電價時，電網企業給予差價補償；高于機制電價時，扣除差價。但市場電價的波動情況難以準確預估，可能導致企業實際收益在不同時期有所變化，無法形成穩定的收益預期。

從成本端來看，分布式光伏項目的度電成本（LCOE）是關鍵。

關于分布式光伏項目，其初期投資涵蓋光伏組件、逆變器、支架、電纜等設備購置以及施工安裝、土地租賃或屋頂使用費等費用。運維成本包括設備日常維護、檢修、保險及管理費用等。

在“保量保價”政策下，項目建設成本相對穩定，收益也有保障。但政策調整后，為了在市場競爭中獲得優勢，企業可能需要加大在技術研發、設備更新等方面的投入，以提高發電效率和系統穩定性，降低度電成本。

雖然隨著技術進步與經驗積累，運維成本有望降低，但短期內，成本的波動仍會對電價產生影響。

例如，若光伏組件價格因原材料供應問題、市場“搶裝”問題上漲，項目的初始投資成本增加，在發電量不變的情況下，為保證一定收益，電價可能面臨上調壓力。（推薦閱讀：組件價格“狂飆”！光伏人的“黃金三月”來了）

這將導致項目建設成本增加，進而影響電價的定價空間。如果企業無法將增加的成本完全轉嫁到電價上，就可能面臨利潤下降的風險。

全面市場化后，分布式光伏市場競爭日益激烈。企業為了爭取更多的市場份額，可能會采取降低電價的策略，這將導致整個市場的電價水平下降。

同時，隨著技術的不斷進步，新企業與“攪局者”進入市場，也會進一步加劇競爭，使得電價的不確定性增加。

“保量保價”退場，已是分布式光伏產業發展的一個重大轉折。

可以料到，分布式電價的下半場，將在成本、市場供需、綠電交易等多重因素的交織影響下不斷變化。

來源：光伏頭條