分布式光伏发电的下半部分：资源消耗之战

随着5月31日的结束，在政策的引导下，分布式光伏市场进入了一个全新的发展周期。

截至目前，在已发布或正在征求公众意见的17项省级分布式光伏发电管理措施中，11个省要求一般工商业用户自用比例为50%至90%，而只有6个省尚未提出此类要求。

在第 136 号文件的背景下，即使对于允许完全并网的项目，电力价格也将面临越来越大的下降趋势。

下一步，在分布式光伏市场中，用电量已成为项目实施的关键因素。传统的屋顶和渠道资源正逐步向以负荷消耗为中心的开发模式转变，其收益亟需提升，以体现其附加值。

消费和电力价格双双上涨

新的分布式光伏管理措施取消了工商业光伏发电的全并网要求，旨在推动分布式光伏发电回归本地消费的发展原则。结合第136号文件推动的光伏发电全量入市，这意味着消费不仅是项目实施的核心，也是项目收益水平的关键因素。

从近期分布式光伏项目的招标情况来看，几乎没有居民光伏项目招标，而所有工商业光伏项目均采用自发电自用加剩余电力并网的模式，自用比例几乎都在50%以上。电价结算方式分为两种：一种是EMC固定电价，范围为0.25至0.5元/千瓦时；另一种是分时电价加权平均电价，并在此基础上享受折扣。

与电力市场光伏发电的平均结算价格相比，光伏企业从第三方电力交易机构观察到，2024年各省光伏发电的平均交易价格将基本落在每千瓦时0.2元至0.4元的范围内，而2025年光伏发电价格将继续下降。

例如，内蒙古西部市场2024年光伏发电现货均价为0.289元/千瓦时。但根据2025年5月公布的信息，4月份光伏发电现货结算均价为0.16元/千瓦时。此外，江苏和广东作为分布式光伏发电的主要省份，2025年电价水平也呈现下降趋势。例如，江苏省中长期合约电价从4月份的0.395元/千瓦时降至6月份的0.31元/千瓦时。

需要强调的是，由于分布式光伏发电规模小、分布分散，其参与电力市场交易的能力不足，更倾向于被动接受电力市场的平均价格。这意味着其结算电价可能低于上述两种电价结算模式。

因此，在分布式光伏新政策和电力全面开放市场新政策的背后，更高的消费量在一定程度上意味着更高的基础电价。谁掌握了更多的消费资源，谁就拥有更大的项目选择空间。分布式光伏也开启了消费为王的时代，一些分布式光伏开发商已经开始积极调整其发展战略。

资源竞争背后的模式创新

事实上，分布式光伏市场能够发展到目前的规模，离不开开发商背后投资者的推动。然而，新政策带来的收益不确定性导致投资者数量减少。光伏开发商开始创新商业模式，以降低成本或提升附加值，并积极引入不同风险偏好的投资者，以适应市场变化。

同时，在政策引导下降低资源费、屋顶租赁费等非技术成本，可以确保项目的持续实施。然而，这可能会导致销售人员流失。如何平衡市场增长和成本控制，是分布式光伏企业面临的新挑战。