2 月 9 日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136 號，以下簡稱 "136 號文 "），標志著我國新能源上網電價告別政府定價時代，全面進入市場化交易的新階段。

以史為鑒，光伏行業歷經數次電價變動，每一次調整都為行業發展帶來了哪些關鍵轉折？中央文件首次提出 " 可持續發展價格結算機制 "，其底層邏輯是什么？這一新政將如何影響未來光伏行業格局？戶用光伏還能否保持強勁的增長勢頭？這些核心問題，引發了行業各界的廣泛關注和熱烈討論。

十六年光伏電價變革，迎來市場化關鍵一躍？

回溯歷史，光伏行業的發展始終與電價政策的變遷緊密相連，每一次改革都標志著行業邁向新的階段。

2008 年至 2011 年，商業化電站尚處于起步階段，國家先后核準了 4 個光伏項目，采用 4 元 /kWh 的核準電價，同時啟動了兩批特許權招標光伏項目，采用低價競標方式，這一系列舉措為光伏行業的初期發展奠定了堅實基礎。2011 年，為探索光伏合理上網電價，我國出臺了第一個地面光伏電站上網電價政策，正式進入標桿上網電價時期。

值得一提的是，2013 年，分布式光伏補貼正式登上歷史舞臺，為戶用光伏的起步和發展注入強勁動力。2018 年，"531 新政 " 大幅下調了光伏標桿上網電價和分布式補貼，這一調整被行業視為一次 " 成人禮 "，推動光伏行業從政策驅動逐步向市場驅動轉型。2019 年至 2020 年，我國開啟了指導電價 + 競爭電價并舉的新時期，行業在政策調整中逐步走向成熟。

2021 年，光伏行業迎來平價上網 " 元年 "，新建項目按當地煤電基準價執行，僅新建戶用項目仍保留 0.03 元的補貼。2022 年，戶用光伏和光熱示范項目補貼取消，光伏行業全面進入平價上網時代。

事實上，隨著新能源裝機規模的攀升，傳統的單一電價機制已難以充分反映市場供需關系。平價上網后，各地以燃煤電價收購的小時數在不斷減少，新能源全面參與市場化交易逐漸成為共識。數據顯示，2022 年全國新能源市場化交易電量占新能源發電量的 38%，2024 年這一比例已上升至 51.8%。

近年來，" 參與市場化交易 " 開始頻繁出現在國家及地方多部政策中。根據規劃，2030 年全國統一電力市場基本建成，同樣也是新能源全面參與市場交易的時間節點。而近期 "136 號文 " 的出臺，也標志著光伏發電全面入市的大幕已正式拉開。

從核準電價、標桿電價、指導電價 + 競爭電價，到平價上網，直至如今全面市場化的新格局，這一系列政策演變不僅體現了國家對新能源發展的戰略布局與支持力度，也反映了光伏行業從起步到成熟的成長軌跡，每一次電價政策的調整，都在推動行業技術進步、成本下降以及市場機制的完善。

" 機制電價 " 穩定預期，高質量發展趨勢不改

隨著 "136 號文 " 發布，新能源發電正式邁入市場驅動的新階段。此次改革的核心內容涵蓋三大方面：一是推動新能源上網電價全面由市場形成。二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制。三是區分存量和增量項目分類施策。存量項目的機制電價與現行政策妥善銜接，增量項目的機制電價通過市場化競價方式確定。

值得注意的是，此次改革中，官方首次提出了 " 可持續發展價格機制 "" 機制電價 " 等新概念，引發各界熱議。具體來說，新能源參與市場交易后，在市場外建立差價結算的機制。對于納入該機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時，電網企業將給予差價補償；而當市場交易價格高于機制電價時，則扣除差價。

" 光伏發電主要集中在午間，此時電力供應大幅增加，市場價格明顯降低；而在晚高峰等電價較高時段，光伏發電又較為不足。" 業內專家對此分析道，光伏全面參與市場交易后，將會面臨現貨交易的電價波動，而 " 機制電價 " 的引入，正是為了緩解這種市場波動，充當 " 穩定器 " 的角色。通過 " 多退少補 " 的方式，讓企業能夠有合理穩定的預期，從而促進行業平穩健康發展。

據了解，這種 " 差價結算機制 " 參考了英國等國的政府授權差價合約（CFD）模式。根據他國實踐經驗，該模式能夠在保障新能源企業基本收益和理順市場化電價機制兩者之間達到相對平衡。

對于光伏企業而言，入市新規也對其戰略布局、經營水平和創新能力，提出了更高的要求與挑戰。比如增量項目機制電價通過競價形成，能夠及時反映技術進步帶來的成本下降；在差價結算環節引入 " 對標 "，即按同類項目市場交易均價而非單個機組市場價格進行差價結算，意味著效率越高、效用越高的機組可獲得更高收入。

以正泰安能為代表的戶用光伏領軍企業，正積極順應電力市場化改革的新趨勢，通過持續優化經營管理、推動技術創新，為光伏行業的高質量發展樹立新標桿。公司深耕戶用光伏主業，持續打造 " 多快好省 " 的高品質電站，將數字化與電站開發、建設、運維管控等場景深度融合，有效降低行業度電成本；積極探索集中匯流、智能微電網、虛擬電廠、源網荷儲一體化等創新模式，拓展分布式光伏的應用場景和價值空間；深度布局綠電綠證交易，在廣東、浙江、江蘇三大省份率先達成綠電交易實際案例；全力賦能代理商提升核心競爭力，與代理商伙伴共筑 " 利益共同體 " 與 " 命運共同體 "。

綠電需求加速釋放 戶用光伏未來可期

隨著經濟的持續發展和電力市場化進程的不斷深入，我國全社會用電需求預計將保持穩定增長態勢。國家能源局數據顯示，2024 年 , 我國全社會用電量為 9.85 萬億千瓦時，同比增長 6.8%。根據中電聯發布的《中國電力行業年度發展報告 2024》，預計到 2030 年，我國全社會用電量將達到 13 萬億千瓦時以上。這也意味著，2025-2030 年間，全社會用電量將維持年均 4%-6% 的持續增長趨勢。

與此同時，全球能源供給體系正加速向清潔化、低碳化方向轉型。國際太陽能協會預測，到 2025 年底，全球光伏發電累計裝機規模將超過煤電，成為世界上規模最大的裝機電源。而在我國，光伏裝機占比已達到 25%，穩居全國第二大電源。

需求端的持續增長與供應端的低碳轉型，共同為光伏行業的發展提供了強有力的支撐。而戶用光伏作為國家 " 雙碳 " 目標與 " 鄉村振興 " 兩大戰略的交匯點，近年來發展尤為迅猛，已日漸成為我國能源轉型不可或缺的中堅力量。公開數據顯示，當下戶用光伏市場擁有超過 1600GW 的龐大容量，預計可安裝戶用光伏屋頂超 8000 萬個，目前滲透率僅為 10% 左右，仍然具備巨大的增長空間和發展潛力。

" 盡管新政短期內帶來了一定的不確定性，但長期來看，戶用光伏未來一定是持續向好的。" 在日前召開的 2025 分布式光伏高質量發展論壇上，正泰安能光伏星戶用光伏事業部總經理劉圣賓如是說道。同時他也呼吁，各省盡快出臺電力市場化交易細則，減緩新老政策過渡期內的行業震蕩；企業加強自律，避免內卷式競爭，以實際行動促進分布式光伏實現量的增長和質的提升。

過往十余年間，中國的戶用光伏市場，已歷經數次激蕩。從大幅補貼到平價上網，從保障性全額收購到進入電力市場交易，這也是戶用光伏行業逐漸 " 成熟 " 并擔負責任的必經之路。

歷史的車輪滾滾向前，全國范圍內戶用光伏入市已是大勢所趨。雖然各省電力市場化交易細則尚未明確，行業依然面臨諸電價波動、政策過渡等諸多挑戰。但可以確定的是，在 " 雙碳 " 和 " 鄉村振興 " 戰略目標的驅動下，戶用光伏依然會以堅定的步伐，邁向主力能源新時代。

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