2025年，中国光伏行业迎来“全面入市”的关键转折年。随着国家“双碳”目标的深化和电力市场化改革的加速，光伏发电从“保量保价”向“市场化交易”的转型已成定局。本文从国家政策导向、地方规则差异、行业挑战与应对策略三大维度，为从业者梳理政策脉络与市场机遇。
（来源：微信公众号“能源电力公社”）
01 国家政策框架
国家政策框架：市场化改革与规范化管理并行
1.电价市场化改革
2025年初，国家发改委、能源局发布《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），提出“新老划断、机制电价、差价合约”等核心原则，明确新能源电价逐步与煤电基准价脱钩，通过市场竞争形成价格。新政策要求集中式光伏项目按比例参与市场交易，分布式光伏则探索灵活入市模式。
2.分布式光伏管理新规
国家能源局修订的《分布式光伏发电开发建设管理办法》于2025年2月正式实施，重点解决接网消纳难题与规范市场秩序：
消纳保障：要求电网企业按季度发布配电网可开放容量，引导科学布局，避免盲目扩张。
用户权益保护：禁止企业以自然人名义备案项目，防止权责不对等风险；明确屋顶资源不得强制特许经营，保障农户利益。
技术升级：新建项目需满足“可观、可测、可调、可控”要求，推动分布式光伏与储能、微电网技术融合。
3.反“内卷”政策配套
针对行业低价竞争、产能过剩等问题，能源局联合多部门研究制定产业调控措施，包括提高项目准入门槛、强化标准引领、严控低水平重复建设等，推动行业从“规模扩张”转向“高质量发展”。
02 地方规则差异
地方规则差异：入市比例与交易模式大比拼
截至2025年3月，全国已有11个省份发布新能源入市细则，分布式光伏的参与路径呈现显著区域差异：
1.强制入市型
湖北、辽宁：集中式光伏项目全部参与市场化交易，分布式暂不强制。
新疆、江苏：集中式光伏保量保价小时数分别为500小时、400小时，超出部分全部入市。
2.比例入市型
山东：新增光伏项目可选择15%电量入市，2030年全面入市。
河北南网：集中式光伏入市比例60%，分布式20%。
3.灵活参与型
浙江、广东：分布式光伏可自愿参与市场，鼓励通过虚拟电厂聚合交易。
冀北电网：分布式光伏20%电量入市，参与交易需承担输配电价与调节成本。
核心趋势：中东部消纳压力大的省份倾向于强制或高比例入市，西部资源富集区则以保量保价为主，但长期看市场化比例将逐步提升。
03 行业挑战
行业挑战：消纳瓶颈、收益波动与技术升级压力
1.电网消纳能力接近饱和
2024年分布式光伏累计装机达3.7亿千瓦，中东部11省450余县被划为“红区”，暂停新增备案，局部地区弃光率攀升。
2.电价收益不确定性加剧
市场化交易后，光伏电价与煤电联动，部分地区电价浮动范围扩大至基准价±20%（如广东），企业需应对收益波动风险。
3.技术门槛提升
新规要求分布式光伏接入智能调度系统，强制配置储能或参与虚拟电厂聚合，企业需同步升级“光储充云”一体化技术。
04 载着脱贫希望
企业应对策略：从“被动适应”到“主动破局”
1.优化区域布局
优先布局中西部消纳宽松区域（如新疆、宁夏），利用高保量小时数锁定收益。
东部地区聚焦工商业分布式，探索“自发自用+绿证交易”模式，对冲电价波动风险。
2.创新商业模式
收益多元化：参与绿证交易（如山东案例）、碳汇变现、储能租赁，降低对电费依赖。
用户侧服务：提供“光伏+储能+能效管理”综合解决方案，提升项目附加值。
3.技术降本与升级
加速TOPCon、HJT高效电池技术量产，推动组件转换效率突破25.5%。
布局虚拟电厂平台，整合分布式资源参与现货市场，获取峰谷价差收益。
原标题：光伏全面入市时代开启，中央及11省政策解读与行业应对指南
