在能源转型的壮阔浪潮中，分布式光伏凭借着自身显著的特点，如灵活布局、可就地消纳等，正逐步成长为能源领域的中流砥柱。

截至2024年末，我国分布式光伏发电累计装机量攀升至3.7亿千瓦，在全部光伏发电装机中占比42%。

2024年，分布式光伏发电新增装机1.2亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%，其发电量达3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。

从累计装机、新增装机到发电量，这一组组数据均直观地展现出了分布式光伏发展的迅猛势头。

长久以来，“保量保价”政策宛如一把保护伞，为分布式光伏产业的发展遮风挡雨。

以江苏省为例，在以往集中式光伏若不参与绿电交易，能在一段特定时间内，享受保量保价收购小时数的政策保障 。

在这种政策支持下，光伏企业的收益有相对稳定的预期，得以安心扩大生产规模、投入技术研发，吸引众多企业纷纷投身分布式光伏领域，推动产业快速扩张。

然而，随着产业的不断成熟与市场环境的变化，随着136号文件的出台，“保量保价”政策已充分履行完其特定阶段的使命，正逐步退出历史舞台。

“保量保价”退场，将对分布式电价产生哪些影响？我们又该如何看待这件事情？

“保量保价”政策的由来与退场

“保量保价”政策，顾名思义，即保障分布式光伏项目的发电量和上网电价。

通过设定固定的上网电价和保障性的发电量，政府为分布式光伏项目提供了稳定的收益预期，降低了投资风险，吸引了大量社会资本进入分布式能源领域。

这项政策是我国新能源发展初期为鼓励新能源投资、保障新能源企业收益而采取的一项重要措施。

然而，在电力市场的不断改革和新能源技术快速发展的进程中，“保量保价”政策逐渐显露出了其局限性。

一方面，固定的上网电价无法真实反映电力市场的供需关系和发电成本的变化，导致资源配置效率低下。随着新能源装机容量的快速增长，电网调峰压力日益增大，“保量保价”政策难以持续满足电网安全稳定运行的需求。

另一方面，保障性的发电量限制了分布式光伏项目的市场竞争，不利于行业的优胜劣汰和健康发展。长期依赖政策补贴，新能源企业可能缺乏提高效率和降低成本的动力，导致市场竞争力不足。

并且伴随着电力市场的逐步成熟和电力体制改革的深入，市场在资源配置中的决定性作用日益凸显，“保量保价”政策与市场机制之间的矛盾也日益突出。

由此，国家逐步取消了“保量保价”政策，分布式电价开始全面市场化。

通过市场机制实现资源的优化配置，促进分布式能源行业的健康、可持续发展。

山东分布式光伏电价

演变与启示

全球光伏产业瞩目中国，中国光伏产业亮点在山东。这绝非虚言。

为何这么说？山东光伏装机连续七年全国第一！

我们来看一组数据。截至2024年底，山东分布式累计装机5020.6万千瓦，户用光伏累计达2764.9万千瓦，均居全国首位。

在政策扶持层面，山东多年来相继颁布了诸多利好举措。基于此，我们期望借由剖析山东分布式光伏电价的发展演变，从中获取有益的启发。

山东省分布式光伏电价经历了显著的演变过程。

从最初的固定上网电价到后来的浮动电价机制，再到如今的全面市场化交易，山东省分布式光伏电价的变化充分反映了我国分布式电价市场化的进程和挑战。

在固定上网电价阶段，山东省分布式光伏项目获得了稳定的收益预期，吸引了大量社会资本与企业进入该领域。

彼时，天合、华为、阳光、隆基、锦浪、固德威、古瑞瓦特、爱士惟、正泰安能、海泰、晶澳、晶科等企业，在这片充满机遇的山东热土上大显身手，成为行业内熠熠生辉的“活跃分子”与出类拔萃的佼佼者。

其后为了适应市场需求与推动分布式光伏行业的健康发展，山东省开始探索浮动电价机制。

那便是，将电价与发电成本和市场供需关系挂钩。

不过，浮动电价机制存在固有短板，难以精准映射电力市场的实际状况。鉴于此，山东省毅然抉择，全力推动分布式光伏电价全方位迈向市场化。

2025年，山东省分布式光伏市场化电价走向，与政策层面的调整紧密相连，牵一发而动全身 。

根据山东省发改委、山东省能源局、山东能监办联合下发的《关于进一步明确2025年新增新能源项目参与电力市场相关事项的通知》，对于2025年新增并网的分布式光伏项目，其结算电价计算公式为：

结算电价=?85%×煤电基准价+15%×集中式光伏现货均价

以2025年2月的情况来看，由于春节假期期间工业用电需求减少等因素的影响，山东光伏现货市场价格大幅下滑，均价低至每度仅0.057元，而与此同时，山东省煤电基准价则维持在每度0.3949元。按照上述公式计算可得：

保障性收购部分收益：0.3949×85%=0.3357元/度市场交易部分收益：0.05696×15%=0.0085元/度综合电价：0.3357+0.0085=0.3442元/度，约为0.34元/度

这种低电价的情况并非山东所独有，在其他省份也屡见不鲜。

但话又说回来，山东省分布式光伏电价的演变过程为我国分布式电价市场化改革提供了有益的启示。

一方面，各地在推进分布式电价市场化时，需结合本地新能源发展情况和市场承受能力，合理设置电价波动范围，保障市场稳定，避免价格过度波动对产业造成冲击。

另一方面，制定符合自身发展需求的分布式电价政策，不搞“一刀切”，有序引导各类市场主体参与，避免操之过急导致市场混乱，确保市场平稳过渡和健康发展。

再者，企业需要积极应对市场化改革带来的挑战和风险，加强政策研究与市场洞察能力、提升技术水平和服务质量、加强风险管理与应对能力等。

“保量保价”退场

分布式电价将遭遇更多不确定性

对于分布式电价的未来走向，政策制定者、企业和投资者也都在密切关注。

毕竟，“保量保价”政策退出历史舞台，分布式电价将迎来诸多未知变数。

由于新能源发电具备间歇性、波动性等特性，从这一角度出发，其电价波动态势呈现出高度的不可预测性。

新能源大发时段电价下跌。在新能源大发时段，电力供应大幅增加，而需求若未同步增长，供大于求会导致电价大幅下降，甚至可能出现零电价或负电价的情况。

如2023年4月29日- 5月3日，山东因用电负荷下降、新能源大发，电力现货实时交易累计出现46次负电价。（推荐阅读：新能源发电全面入市：“负电价”现象会成为常态吗？）

不同季节和时段波动大。分布式光伏发电具有间歇性和波动性，不同季节、不同时段的发电出力不同。在光照充足的时段和季节，发电量增加，可能使市场供过于求，电价降低；而在光照不足时，发电量减少，电价可能上升。

但由于用电需求也存在季节性和时段性变化，两者的相互作用使得电价波动难以准确预测。

前段时间发布的136号文中，“机制电价”和“差价结算机制”的提出，也给分布式电价带来了巨大的不确定性。

机制电价方面，对于2025年6月前投产的存量分布式光伏项目，执行 “机制电价”，且逐步减少保障性电量比例，鼓励参与市场竞争。2025年6月起投产的增量项目，“机制电价”要通过竞价来确定，电价上限由省级部门设定，执行期限与项目回收周期挂钩。

这意味着无论是存量项目还是增量项目，其机制电价都将受到政策调整的影响，存在不确定性。

差价结算机制方面来看，虽然建立了差价结算机制，当市场交易均价低于机制电价时，电网企业给予差价补偿；高于机制电价时，扣除差价。但市场电价的波动情况难以准确预估，可能导致企业实际收益在不同时期有所变化，无法形成稳定的收益预期。

从成本端来看，分布式光伏项目的度电成本（LCOE）是关键。

关于分布式光伏项目，其初期投资涵盖光伏组件、逆变器、支架、电缆等设备购置以及施工安装、土地租赁或屋顶使用费等费用。运维成本包括设备日常维护、检修、保险及管理费用等。

在“保量保价”政策下，项目建设成本相对稳定，收益也有保障。但政策调整后，为了在市场竞争中获得优势，企业可能需要加大在技术研发、设备更新等方面的投入，以提高发电效率和系统稳定性，降低度电成本。

虽然随着技术进步与经验积累，运维成本有望降低，但短期内，成本的波动仍会对电价产生影响。

例如，若光伏组件价格因原材料供应问题、市场“抢装”问题上涨，项目的初始投资成本增加，在发电量不变的情况下，为保证一定收益，电价可能面临上调压力。（推荐阅读：组件价格“狂飙”！光伏人的“黄金三月”来了）

这将导致项目建设成本增加，进而影响电价的定价空间。如果企业无法将增加的成本完全转嫁到电价上，就可能面临利润下降的风险。

全面市场化后，分布式光伏市场竞争日益激烈。企业为了争取更多的市场份额，可能会采取降低电价的策略，这将导致整个市场的电价水平下降。

同时，随着技术的不断进步，新企业与“搅局者”进入市场，也会进一步加剧竞争，使得电价的不确定性增加。

“保量保价”退场，已是分布式光伏产业发展的一个重大转折。

可以料到，分布式电价的下半场，将在成本、市场供需、绿电交易等多重因素的交织影响下不断变化。

来源：光伏头条