分布式光伏南北更迭！电力市场大一统趋势正加速形成
发布日期：2025/2/10
在中国，电力市场大一统的趋势正在加速形成，这不仅推动了电力市场的深化改革，也促使分布式光伏市场呈现出新的地域分布特征。
近年来，分布式光伏市场开发呈现出“南移”的趋势，这一变化不仅反映了电力市场供需格局的深刻调整，也揭示了分布式光伏产业在新形势下的发展机遇与挑战。
分布式光伏市场迎来重磅政策
近年来，分布式光伏市场在中国呈现出明显的南北更迭趋势。
传统的分布式光伏重点市场，如河北、河南、山东等地，虽然仍保持着一定的装机规模，但新的增长动力已逐渐向南转移。
浙江、江苏、广东、安徽等东南地区正成为分布式光伏的新热点，其装机规模和增速均显著超过北方省份。
2024年，国网区域分布式光伏新增装机呈现出快速增长的态势，特别是工商业分布式光伏的发展尤为迅猛。
据数据显示，2024年，分布式光伏发电新增装机达1.2亿千瓦（即120GW），占当年新增光伏发电装机的43%。工商业分布式光伏新增装机88.63GW，同比增长68%，占新增总装机的32%。
其中，江苏新增分布式光伏装机 1797.4 万千瓦，浙江新增分布式光伏装机 1204.0 万千瓦 ，在分布式光伏新增装机方面表现突出，成为国网区域内的领头羊。
这一数据不仅反映了分布式光伏市场的强劲增长势头，也彰显了南方省份在分布式光伏领域的崛起。
南北更迭背后的原因
1. “双碳”目标的推动
“双碳”目标的深入落实是分布式光伏市场南北更迭的主要原因之一。
随着国家对节能减排和绿色发展的高度重视，各行各业都面临着零碳转型的压力。
东南沿海地区作为我国主要的制造业基地，企业厂房众多且靠近负荷中心，利用屋顶资源建设分布式光伏电站成为多数行业适用且较易实施的减碳转型路径。
2. 工商业光伏的爆发
工商业分布式光伏的爆发式增长是推动市场重心南移的关键因素。与户用光伏相比，工商业光伏具有更高的装机规模和更稳定的收益来源。
在南方省份，制造业和工商业发达，企业对于分布式光伏的需求更为迫切。
同时，这些地区一般工商业、大工业交易电价更高，使得分布式光伏电站的综合度电收入和收益率相应提高，吸引了更多投资企业进入这一市场。
3. 政策支持和补贴
当地政府在补贴和政策支持方面给予分布式光伏项目的支持也是市场重心南移的重要原因。
浙江、江苏、广东等东南沿海地区在分布式光伏项目的度电补贴和初装补贴方面力度较大，降低了投资者的成本风险，提高了项目的经济收益。
这些政策优惠不仅吸引了更多投资企业进入市场，也促进了分布式光伏项目的快速落地和并网。
4. 电网容量和并网难题
北方部分省份如河北、河南、山东等地，由于配电网容量有限，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，导致并网难题凸显。
而南方省份在电网扩容和改造方面相对滞后，但仍有较大的增长空间。
因此，在电网容量和并网条件的制约下，分布式光伏市场逐步向南方转移成为必然。
分布式光伏市场的发展趋势
1. 市场规模持续扩大
随着“双碳”目标的深入落实和可再生能源的快速发展，分布式光伏市场规模将持续扩大。
未来，南方省份将继续保持强劲的增长势头，成为分布式光伏市场的主要增长点。
同时，北方省份也将通过电网扩容和改造等措施，逐步解决并网难题，推动分布式光伏项目的落地和并网。
2. 技术创新和产业升级
技术创新和产业升级是分布式光伏市场发展的重要动力。
随着高效光伏技术的不断涌现和产业化进程的加速推进，分布式光伏项目的发电效率和经济性将进一步提升。
同时，储能技术的快速发展也将为分布式光伏项目的稳定运行和电力调峰提供有力支持。
3. 商业模式的创新
商业模式的创新将推动分布式光伏市场的进一步发展。
例如，“隔墙售电”模式的推广将使得分布式光伏项目能够直接参与电力市场交易，提高项目的经济收益。
此外，通过聚合分布式电源参与绿电交易和碳排放交易等碳交易方式，也将为分布式光伏项目拓展更多的收益渠道。
4. 政策支持和监管的完善政策支持和监管的完善将为分布式光伏市场的发展提供有力保障。
未来，国家将继续出台相关政策支持分布式光伏项目的发展，包括财政补贴、税收优惠、金融支持等方面。
同时，监管部门也将加强对分布式光伏市场的监管力度，规范市场秩序，保障投资者的合法权益。
分布式光伏应对策略与建议
针对分布式光伏市场“南移”的趋势和挑战，提出以下策略与建议：
1. 加强政策引导和规划布局
政府应加强对分布式光伏市场的政策引导和规划布局，明确发展目标、优化资源配置、完善市场机制。
同时，应加强对南方省份分布式光伏市场的调研和分析，及时发现问题并采取措施加以解决。
2. 推动电力市场改革和机制创新
加快电力市场改革步伐，完善电力交易机制、价格形成机制等关键环节。
鼓励分布式光伏项目参与市场交易和电力辅助服务市场，提高项目的盈利能力和市场竞争力。
同时，应加强对新型能源系统的研究和应用，推动分布式光伏与储能、电动汽车等系统的融合创新。
3. 加强电网建设和调度管理
加大对南方省份电网建设的投入力度，提高电网接入和调度能力。
加强对分布式光伏项目的接入管理和安全监管，确保电网安全稳定运行和电力消纳能力的提升。
同时，应加强对电网运行数据的分析和利用，提高电力调度和管理的智能化水平。
4. 加强技术创新和产业升级
鼓励企业加强技术创新和产业升级，提高分布式光伏项目的发电效率和电力质量。
推动光伏产业链上下游企业的协同发展，形成优势互补、互利共赢的产业生态体系。
同时，应加强对分布式光伏运维管理、安全保障等方面的研究和应用，提高项目的可靠性和安全性。
5. 加强国际合作与交流
积极参与国际能源合作与交流，借鉴国际先进经验和做法。
加强与国际光伏产业组织、研究机构等的合作与交流，推动分布式光伏技术的国际化和标准化进程。
同时，应加强对国际市场的开拓和布局，提高中国分布式光伏产业的国际竞争力和影响力。
巅峰能源：
综上所述，电力市场大一统趋势下分布式光伏市场的地域变迁与“南移”趋势是能源转型和电力市场深化改革的必然结果。
随着“双碳”目标的深入落实和可再生能源的快速发展，分布式光伏市场将继续保持强劲的增长势头。
未来，南方省份将成为分布式光伏市场的主要增长点，同时北方省份也将通过电网扩容和改造等措施逐步解决并网难题。
在技术创新、产业升级、商业模式创新以及政策支持和监管的完善等多方面因素的推动下，分布式光伏市场将迎来更加广阔的发展前景。
2025年，随着电力市场政策风险与土地、消纳等投资边界的变化，行业正重新评估新能源尤其是光伏电站的投资价值。一方面，2024年光伏电站指标贬值的趋势愈发明显，以部分西北省份为代表的热门开发区域，部分已获甚至在建的光伏指标被主动废弃。
但另一方面，部分区域的光伏指标竞争则陷入白热化阶段，个别省份光伏“路条”价格居高不下，在去年下半年有超6GW的光伏并购相关招标，2025年仍有央企计划收购上百个光伏项目或合作开发指标。
可以看到的是，央国企的光伏电站投资逻辑在2025承上启下的关键一年正在剧烈分化，尤其是叠加今年入市比例普涨至60%以上的背景下，不同区域的新能源投资价值不可一概而论，这需要视资源、用电负荷等多维度考虑。
一方面，各地政府政策的引导支撑，是光伏投资价值评估的重要先决条件；另一方面，不同地区用电负荷，尤其是绿电的需求空间，将成为影响光伏电站投资收益的决定性因素，投资商正在锚定或增加新的投资边界。
《通知》提出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
1、分类施策、新老划段
坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
2、新项目全部入市
新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。
建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
政策自2025年6月1日区分新老项目：
新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：
（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。
（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。
（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目：
（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。
（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
通知原文如下：
新老划断，光伏投资边界亟待明确
自“十四五”以来，光伏电站新增装机屡创新高，2024全年光伏新增破纪录达到277.17GW。光伏装机快速增长的背后则是消纳不足的困境与电网调峰的艰难，加之装机比例升高带来发电同时性的增长，光伏“保量保价”规模连年萎缩，入市比例开始大幅增长。
从年前各省公开的2025年电力交易细则梳理了部分省市近三年电力市场化交易的变动，其统一趋势是光伏参与电力市场化交易的比例越来越高，中位数基本已达到60%左右，最高的则达到90%以上，保障性收购小时数则越来越低，300—400小时已经是常态。
随着新能源参与电力市场进度的加快，应对由此带来的电价下降及确定投资边界，是当前光伏电站投资的最大困扰之一。在多个省份的2025年电力交易政策文件中，山东省是第一个将新能源入市按照新老划段进行管理的。
根据山东省2025年电力交易文件，新增光伏项目可选择15%现货，而存量项目则仍可继续按10%的比例参与现货交易。依据山东省《关于做好2025年全省电力市场交易有关工作的通知》，2024年底前已经完成竞争性配置、列入省级年度建设计划的风电和集中式光伏发电项目，以及并网投产的分布式光伏项目暂按现行规定执行，后期国家另有规定的按国家规定执行。
这意味着对于2024-2026年投产的项目，在进入电力市场比例上，山东省给出了明确预期，也利于投资企业进行收益测算的界定。
相较于其他省份“一窝蜂”的将新能源赶入电力市场势必会拉低上网电价，进而影响投资积极性的行业现状，山东的政策无疑对新能源投资给予了更为积极的支持信号。
国家发改委能源研究所研究员时璟丽曾在公开场合建议，新能源入市交易应尽快明确政策，实施新老项目划断。其核心原因系光伏电站总投资随着技术进步，其成本在不断下降，新老项目投资成本的差异性使其在电力市场化交易中对低电价的容忍度完全不一致，尤其是伴随当下入市比例不断增加，午间谷电蔓延的趋势，多个存量项目都存在巨幅亏损。
以甘肃为例，在2024年的电力交易规则下，全年光伏综合电价在0.2元/kWh甚至更低。多个央企投资商表示，在甘肃投运的光伏电站去年一季度大面积亏损，尤其光伏体量大的企业，项目全部亏损，已批的大基地没法通过投资决策会。
有开发商曾说，其某个与央企合作开发的光伏项目，由于电价变更，央企拟降价收购，项目亏损超8000万元。“新电价对标的是新的光伏系统投资成本，存量项目组件价格几乎均在1.2元/以上，亏也只能认，不然只会亏更多。
”电价大幅降低背后是甘肃2024年陆续公示的超15GW的风、光指标中，光伏占比断崖式的下跌至15%左右，而往年甘肃光伏指标占比几乎均在50%以上，显而易见，光伏电站投资积极性一落千丈。
另一个典型省份是新疆，“十四五”以来，新疆陆续下发了超百GW的光伏指标，由此带来的后果是光伏入市比例不断升高与电价不断下降的收益风险。
根据2025年新疆电网年度双边交易数据来看，光伏申报电量暴涨了81%以上，对应的电价均价则持续下降，由165.7元/兆瓦时下降至164.7元/兆瓦时，降低0.56%。
投资商对新疆的光伏指标则是直言“烂大街了”，此前有开发商在新疆开发的光伏指标，基于电价下降与限电风险，迟迟无法找到央企收购，接触过该项目的央企投资商统一认为其收益的不确定风险太大。
事实上，宁夏、青海等西北省份的低电价、限电以及存量项目未来需要面对的电力市场化交易规则都在不断增加光伏项目投资收益的不确定性。投资商对于当下光伏参与电力市场化交易带来的电价不确定性已经弃之如敝履，而新老项目能否划断，能否有效给予投资商更多的投资确定性已经成为当下光伏开发的重要参考。
但硬币的另一面是，新能源入市之后的电价变化，不仅仅受用电量影响，更重要的是绿电的需求，即全社会对于绿色价值溢价的认可度。
绿电需求赋予光伏投资价值高地
当下而言，与资源相比，市场需求与价格信号更为重要，绿电需求高以及保供压力较大的省份仍是新能源，尤其是光伏投资值得挖掘的区域。
在江苏省2025年电力交易结果中，光伏参与电力交易的加权均价达到了407.59元/兆瓦时，高于江苏省燃煤发电基准价，绿电成交规模则从31.7亿千瓦时增加到48.8亿千瓦时，增幅高达53.78%。
有参与江苏省绿电交易的专业人士表示，江苏省几乎所有的风、光项目均能卖出绿电价格。“随着主管部门从能耗双控转向碳排放双控的全面转型，社会对绿电需求将越来越高，尤其是江浙沪等沿海地区，存在多个跨国贸易以及国际产业链供应商，其采购方往往要求采用绿电生产，绿电市场空间大有可为。绿电的需求与光伏投资动力息息相关，如果政府不在这方面加以引导，光伏电价只会一降再降，并且会出现高比例的限电情况。”
近日获悉，有交易人员正在迫切求购近百万张绿证，其中浙江沪、两广地区的新能源绿证被排除在外，主要原因系省内项目的绿证为满足碳排放考核已被省内锁定，只能从外省采购。
可以看到的是，部分绿电需求旺盛的省份，其光伏电站在电价方面更具备确定性。
对比之下，以2023年冀北地区绿电电力交易的结果为例，其尖峰、高峰、平段期间绿电交易均价均低于电力市场化交易均价，仅在谷时段有不足5厘的溢价。对应河北省份的光伏投资则大幅下降，在2024年河北省已下发风、光指标中，总规模超26.3GW，而光伏则仅为5.94GW，占比仅20%左右，创历年新低。
2025作为“十四五”收官之年，各省光伏参与电力市场化交易的比例均在大幅上涨，而参与交易的细则、新老项目划断以及绿电价值已经成为光伏项目收益的重要参考因素，精细化的参与规则无疑将给予投资商更确定的边界条件，同时也将因势利导投资商对未来重点开发区域的判断，形成新一轮光伏投资价值的两极分化。
国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问
为贯彻落实党的二十届三中全会关于推进能源领域价格改革的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源行业高质量发展，促进能源绿色低碳转型，近日国家发展改革委、国家能源局联合印发《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）。就此，记者采访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。
问：为什么要深化新能源上网电价市场化改革？
答：国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。
随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
问：改革的主要内容是什么？
答：改革总体思路是，坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。
改革主要内容有三方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
问：为什么要建立新能源可持续发展价格结算机制？
答：新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。
问：改革是如何区分存量和增量分类施策的？
答：新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革需要平衡好新老项目关系。在充分听取各方面意见建议基础上，改革方案提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量和增量，实行不同的政策。
存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。
问：改革对终端用户电价水平有什么影响？
答：这项改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
问：此次改革对电力行业会产生什么影响？
答：深化新能源上网电价市场化改革是贯彻落实党的二十届三中全会精神，在电力领域推出的重大改革措施，标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐，将对电力行业带来深远影响。
一是有利于推动新能源行业高质量发展。新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。
二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。
三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。
问：国家将如何做好改革方案的组织实施？
答：国家发展改革委、国家能源局将会同有关方面组织好方案的实施。一是允许地方因地制宜确定实施时间。考虑到不同地方新能源发展状况不一、电力市场情况不同，由各地按照国家政策制定具体方案，自行确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。二是强化政策协同。指导各地在组织实施过程中，强化改革与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等协同，精心组织落实。三是做好跟踪评估。指导各地密切跟踪市场动态，认真评估改革影响，及时总结改革成效，优化政策实施。国家也将结合新能源发展情况等，不断完善相关政策措施。
来源：巅峰能源
