行业专栏

• 瑞晨互联
• 2025-05-15
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国家 136 号文件重塑光伏行业格局 市场化改革背后的战略深意

一、政策背景：破解行业结构性矛盾的关键一击

1. 市场化定价势在必行
   中国光伏装机规模已连续多年全球第一，截至 2025 年一季度，风光装机历史性超过火电，占总装机量的 57.3%。然而，此前保障性收购政策导致电价信号失真，新能源消纳与电力市场建设脱节，行业长期依赖固定补贴，技术创新动力不足。136 号文的出台，正是通过市场化机制重构行业生态，推动光伏从 “政策温室” 走向 “市场丛林”。
2. 消纳与收益的双重挑战
   随着分布式光伏快速发展，电网承载力不足、消纳能力不均等问题日益突出。例如，山东、甘肃等省份因局部区域 “红区” 并网难，导致项目收益波动。政策通过建立差价结算机制（当市场电价低于机制电价时补足差额，反之扣除），既平衡企业收益预期，又倒逼资源向高消纳区域集中。
3. 国际竞争与产业升级压力
   全球光伏产业正从 “规模扩张” 转向 “技术竞争”，TOPCon、BC 等高效电池技术迭代加速，而中国部分企业仍面临产能过剩、同质化竞争等问题。136 号文通过市场化定价，引导企业聚焦技术创新与效率提升，如隆基、天合等龙头企业加速布局 BC 电池和储能系统，以应对行业洗牌。

二、核心逻辑：市场化改革的 “四梁八柱”

1. 电价全面入市：终结政策保护
   136 号文明确要求新能源电量全面进入电力市场交易，电价由供需关系决定，彻底终结了此前 “保量保价” 的政策模式。这意味着光伏企业的收益将直接与电力现货市场挂钩，例如广东、山东等现货市场连续运行地区，工商业分布式项目可通过峰谷价差套利提升收益。
2. 差价结算机制：平衡风险与收益
   为缓解市场波动风险，政策创新引入 “差价合约 + 现货市场” 的复合定价模式。对于纳入机制的电量，电网企业按机制电价与市场交易均价的差额进行结算，既保障企业合理收益，又避免过度依赖行政补贴。例如，山东对存量项目执行 0.3949 元 / 千瓦时的机制电价上限，增量项目则通过竞价形成电价。
3. 新老划断：平稳过渡与未来导向
   以 2025 年 6 月 1 日为界，存量项目沿用既有政策，增量项目需完全市场化。这一安排既避免存量项目收益大幅波动，又为增量项目设定新规则，推动行业从 “补贴依赖” 转向 “内生增长”。例如，宁夏对 2025 年 6 月前并网的项目保留部分保障性收购，之后则需参与现货市场。
4. 消纳优化与技术升级
   政策要求电网企业按季度发布配电网可开放容量，引导项目科学布局，并鼓励 “光伏 + 储能”“虚拟电厂” 等模式提升灵活性。例如，青海通过 “源网荷储” 一体化项目，将新能源消纳率提升至 92%，并降低限电损失。

三、行业影响：重构投资逻辑与竞争格局

1. 投资模型彻底重构
   传统依赖固定补贴的投资决策模型失效，企业需建立基于蒙特卡洛模拟的敏感性分析框架，引入电力期货、绿证交易等金融工具对冲风险。例如，天合光能通过布局储能业务，将 2025 年储能出货目标定为 6GWh，以平滑光伏出力波动。
2. 区域分化与技术迭代加速
   市场化机制推动资源向高消纳、高电价区域集中。广东、浙江等经济发达省份因电网承载力强、峰谷价差大，成为分布式光伏开发热点；而西北部分高渗透率地区则面临增长瓶颈，需通过配储或微电网模式突破。技术层面，TOPCon 电池成为主流，BC 电池和钙钛矿技术加速产业化，倒逼低效产能出清。
3. 企业战略调整与模式创新
   头部企业加速布局海外高利润市场，如晶澳科技在阿曼建设 6GW 电池组件项目，隆基绿能通过马来西亚工厂规避贸易壁垒。同时，商业模式从单一发电向 “发电 + 服务” 转型，例如四川试点虚拟电厂聚合分布式资源，参与需求响应获取额外收益。

四、未来趋势：从 “政策驱动” 到 “生态共生”

1. 市场化机制深化与国际接轨
   136 号文为全国统一电力市场建设奠定基础，未来新能源将与煤电、储能等多元主体协同运行。参考阿根廷、俄罗斯等国的电力改革经验，中国需进一步完善现货市场规则，优化辅助服务成本分摊机制。
2. 技术创新与降本增效
   高效电池技术（如 BC、HJT）和储能系统（如锂电、光热）将成为竞争焦点。预计到 2027 年，TOPCon 电池量产效率将突破 27%，储能系统成本降至 1 元 / Wh 以下，推动光伏 LCOE（度电成本）再降 15%-20%。
3. 绿色金融与产业链整合
   绿证交易、碳市场等机制将与电价市场化形成协同效应，例如企业可通过绿证溢价提升收益，或通过碳交易对冲减排成本。同时，垂直一体化整合（如硅料 - 组件 - 电站）和跨界融合（如光伏 + 农业、交通）将成为主流趋势。