2025年2月，國家發展改革委聯合國家能源局共同印發《深化新能源上網電價市場化改革促進高質量發展實施方案》（發改價格〔2025〕136號），標志著我國新能源產業邁入全維度市場化轉型新周期。作為首批政策響應先行區，魯、粵、桂三地率先發布地方性實施細則（征求意見稿），在"價格形成機制2.0"框架下展開差異化制度創新實踐。

近年來，我國新能源發展迅猛，截至2024年底，新能源發電裝機規模已超14.1億千瓦，占全國電力總裝機的40%以上。然而，隨著新能源規模的擴大，原有的固定上網電價機制已難以適應市場變化，無法充分反映市場供求關系。此外，新能源開發建設成本的大幅下降以及電力市場規則的逐步完善，為全面市場化改革創造了條件。此次改革的核心是推動新能源上網電量全面進入市場，上網電價由市場交易形成。同時，通過建立新能源可持續發展價格結算機制，穩定新能源項目的收益預期。

在此背景下，山東、廣東、廣西三省率先響應，結合自身資源稟賦與產業特點，分別出臺地方細則征求意見稿。本文聚焦分布式光伏領域，對比三省政策核心差異，解析其對投資開發、收益模式及行業格局的深遠影響。

政策框架——三省核心差異速覽

01山東：“存量保底+增量競價”雙軌制

存量項目（2025年5月31日前投產）：

機制電價：鎖定燃煤基準價0.3949元/千瓦時。

電量保障：參考外省非市場化率優化，未明確具體比例。

執行期限：按全生命周期合理利用小時數剩余時間計算。

增量項目（2025年6月1日后投產）：

競價規則：設置125%申報充足率下限，按報價從低到高排序，最高報價確定機制電價。

分布式特色：允許通過售電資質代理商參與競價，降低中小投資者門檻。

02廣東：“激進市場化+長周期保障”

存量項目：完全市場化，無單獨機制電價。

增量項目：

競價規則：集中競價，按電量絕對值排序，最高報價統一結算，申報比例上限90%。

執行期限：分布式光伏12年，海上風電14年，穩定投資者預期。

分布式約束：需滿足“可觀、可測、可調、可控”（四可）技術要求，否則機制電量失效。

03廣西“存量最高保障+增量嚴控比例”

存量分布式項目：

機制電價：0.4207元/千瓦時（廣西燃煤基準價），100%電量納入保障。

執行期限：剩余全生命周期小時數或20年（取較早者）。

增量項目：

競價上限：0.4207元/千瓦時，比例不超過80%。

綠證處理：機制電量對應綠證劃轉至省級賬戶，由全體用戶共享。

核心維度對比——分布式光伏的“生死線”

01機制電價水平

存量項目：廣西＞山東＞廣東

廣西存量分布式電價0.4207元/千瓦時為三省最高，山東次之（0.3949元），廣東存量無單獨保障。

增量項目：廣西競價上限（0.4207元）＞山東（參考上年均價）＞廣東（市場化出清）。

02電量保障比例

存量：廣西100%全額保障＞山東優化比例＞廣東無保障。

增量：山東（未明確，但125%充足率隱含約80%）＞廣西（80%）＞廣東（90%但扣除綠電交易量）。

03執行限期與靈活性

期限長度：廣東（12年）＞廣西（剩余小時數/20年）＞山東（剩余小時數）。

調整空間：廣東允許每年調減機制電量比例，山東、廣西未開放動態調整。

04綠證與市場化銜接

綠證歸屬：廣西強制劃轉省級賬戶，山東、廣東扣除綠電交易電量，避免重復收益。

市場化要求：廣東分布式需參與現貨市場報量報價，山東允許代理商代持，廣西未明確。

政策影響——分布式光伏的“危”與“機”

01投資邏輯重構

短期搶裝窗口：廣西存量高保障吸引“531前”搶并網，山東增量競價或引發價格戰，廣東倒逼技術升級。

長期收益分化：具備低成本優勢（如廣西屋頂資源優、山東代理商渠道強）的項目將勝出，高資源成本地區面臨淘汰。

02運營能力升級

技術要求：廣東“四可”標準迫使分布式加裝監控、儲能設備，向虛擬電廠聚合轉型。

交易能力：山東代理商模式降低門檻，但需支付傭金；廣東要求自建交易團隊，中小投資者壓力增大。

03商業模式創新

隔墻售電：廣西明確支持分布式就近交易，山東、廣東需通過市場化機制實現。

光儲一體化：廣東峰谷價差達4:1，配儲可提升套利收益；山東需結合分時電價優化充放策略。

分布式光伏收益模型——市場化下的新邏輯

在136號文件框架下，分布式光伏的收益模型需兼顧“量、價、成本”三重變量：

01量：消納能力決定天花板

屋頂資源潛力：2025年我國工商業屋頂潛在裝機空間達2476GW，但需結合電網承載力評估（如廣東要求配電網可開放容量動態發布）。

自發自用比例：新政鼓勵“全部自發自用”模式，大型工商業項目需通過儲能、虛擬電廠提升就地消納能力。

02價：高電價區域優勢凸顯

工商業電價顯著高于上網電價，自發自用模式下項目全投資IRR可達10%-15%（浙江、廣東等高電價地區更優）。

綠電交易、碳排放權等衍生收益逐步納入模型，提升項目附加值。

03成本：技術降本與風險對沖

組件價格下行（從5元/瓦降至0.7元/瓦）推動初始投資成本降低，IRR彈性擴大。

需對沖市場化帶來的電價波動風險，如通過中長期合約、金融工具鎖定部分收益。

未來展望：三省模式的全國啟示

三省細則的出臺標志著新能源電價市場化改革進入“深水區”。短期內，政策差異或將導致區域間發展不平衡，但長期來看，市場化機制將推動行業整合與技術創新。

山東路徑：

"存量平滑過渡機制+增量市場化競爭體系"，適用于傳統能源依賴型區域，實現"安全閥效應"與"市場活性激發"的雙軌協同

廣東模式：

"中長期容量保障框架+技術準入梯度標準"，為產業升級先行區提供制度供給樣本，構建"全生命周期價值創造"的新型電力生態

廣西方案：

"存量資產保障強化機制+增量開發動態配額管理"，匹配新興市場培育需求，形成"政策磁吸效應"與"資源錯配防控"的平衡范式

投資策略：企業如何搶占先機？

136號文細則的落地，標志著分布式光伏從“政策紅利”邁向“市場能力”時代。

三省政策差異為投資者提供了多元選擇：

求穩可選廣西：存量高保障適合風險厭惡型資本。

博弈可選山東：增量競價機制考驗成本控制與渠道資源。

創新可選廣東：長周期保障+市場化激勵適合技術領先企業。

未來，分布式光伏的核心競爭力將聚焦于“度電成本控制+市場化運營能力+商業模式創新”。

市場化浪潮下的分布式光伏投資策略

山東、廣東、廣西三省的136號文細則，既是地方探索新能源市場化改革的縮影，也是全國性政策落地的試驗田。透過數據與規則的對比，我們不難發現，區域差異背后是資源稟賦、產業基礎與政策目標的綜合考量。

短期需關注地方細則窗口期（如山東2025年6月競價、廣東海上風電長周期政策），中期需強化成本控制與市場研判能力（如綠證收益測算、儲能配置優化），長期需擁抱技術革命與跨區域協同（如虛擬電廠聚合、氫能耦合）。未來，隨著更多省份細則的出臺，新能源電價市場化改革必將迎來更廣闊的圖景。