2025年2月，国家发展改革委联合国家能源局共同印发《深化新能源上网电价市场化改革促进高质量发展实施方案》（发改价格〔2025〕136号），标志着我国新能源产业迈入全维度市场化转型新周期。作为首批政策响应先行区，鲁、粤、桂三地率先发布地方性实施细则（征求意见稿），在"价格形成机制2.0"框架下展开差异化制度创新实践。

近年来，我国新能源发展迅猛，截至2024年底，新能源发电装机规模已超14.1亿千瓦，占全国电力总装机的40%以上。然而，随着新能源规模的扩大，原有的固定上网电价机制已难以适应市场变化，无法充分反映市场供求关系。此外，新能源开发建设成本的大幅下降以及电力市场规则的逐步完善，为全面市场化改革创造了条件。此次改革的核心是推动新能源上网电量全面进入市场，上网电价由市场交易形成。同时，通过建立新能源可持续发展价格结算机制，稳定新能源项目的收益预期。

在此背景下，山东、广东、广西三省率先响应，结合自身资源禀赋与产业特点，分别出台地方细则征求意见稿。本文聚焦分布式光伏领域，对比三省政策核心差异，解析其对投资开发、收益模式及行业格局的深远影响。

政策框架——三省核心差异速览

01山东：“存量保底+增量竞价”双轨制

存量项目（2025年5月31日前投产）：

机制电价：锁定燃煤基准价0.3949元/千瓦时。

电量保障：参考外省非市场化率优化，未明确具体比例。

执行期限：按全生命周期合理利用小时数剩余时间计算。

增量项目（2025年6月1日后投产）：

竞价规则：设置125%申报充足率下限，按报价从低到高排序，最高报价确定机制电价。

分布式特色：允许通过售电资质代理商参与竞价，降低中小投资者门槛。

02广东：“激进市场化+长周期保障”

存量项目：完全市场化，无单独机制电价。

增量项目：

竞价规则：集中竞价，按电量绝对值排序，最高报价统一结算，申报比例上限90%。

执行期限：分布式光伏12年，海上风电14年，稳定投资者预期。

分布式约束：需满足“可观、可测、可调、可控”（四可）技术要求，否则机制电量失效。

03广西“存量最高保障+增量严控比例”

存量分布式项目：

机制电价：0.4207元/千瓦时（广西燃煤基准价），100%电量纳入保障。

执行期限：剩余全生命周期小时数或20年（取较早者）。

增量项目：

竞价上限：0.4207元/千瓦时，比例不超过80%。

绿证处理：机制电量对应绿证划转至省级账户，由全体用户共享。

核心维度对比——分布式光伏的“生死线”

01机制电价水平

存量项目：广西＞山东＞广东

广西存量分布式电价0.4207元/千瓦时为三省最高，山东次之（0.3949元），广东存量无单独保障。

增量项目：广西竞价上限（0.4207元）＞山东（参考上年均价）＞广东（市场化出清）。

02电量保障比例

存量：广西100%全额保障＞山东优化比例＞广东无保障。

增量：山东（未明确，但125%充足率隐含约80%）＞广西（80%）＞广东（90%但扣除绿电交易量）。

03执行限期与灵活性

期限长度：广东（12年）＞广西（剩余小时数/20年）＞山东（剩余小时数）。

调整空间：广东允许每年调减机制电量比例，山东、广西未开放动态调整。

04绿证与市场化衔接

绿证归属：广西强制划转省级账户，山东、广东扣除绿电交易电量，避免重复收益。

市场化要求：广东分布式需参与现货市场报量报价，山东允许代理商代持，广西未明确。

政策影响——分布式光伏的“危”与“机”

01投资逻辑重构

短期抢装窗口：广西存量高保障吸引“531前”抢并网，山东增量竞价或引发价格战，广东倒逼技术升级。

长期收益分化：具备低成本优势（如广西屋顶资源优、山东代理商渠道强）的项目将胜出，高资源成本地区面临淘汰。

02运营能力升级

技术要求：广东“四可”标准迫使分布式加装监控、储能设备，向虚拟电厂聚合转型。

交易能力：山东代理商模式降低门槛，但需支付佣金；广东要求自建交易团队，中小投资者压力增大。

03商业模式创新

隔墙售电：广西明确支持分布式就近交易，山东、广东需通过市场化机制实现。

光储一体化：广东峰谷价差达4:1，配储可提升套利收益；山东需结合分时电价优化充放策略。

分布式光伏收益模型——市场化下的新逻辑

在136号文件框架下，分布式光伏的收益模型需兼顾“量、价、成本”三重变量：

01量：消纳能力决定天花板

屋顶资源潜力：2025年我国工商业屋顶潜在装机空间达2476GW，但需结合电网承载力评估（如广东要求配电网可开放容量动态发布）。

自发自用比例：新政鼓励“全部自发自用”模式，大型工商业项目需通过储能、虚拟电厂提升就地消纳能力。

02价：高电价区域优势凸显

工商业电价显著高于上网电价，自发自用模式下项目全投资IRR可达10%-15%（浙江、广东等高电价地区更优）。

绿电交易、碳排放权等衍生收益逐步纳入模型，提升项目附加值。

03成本：技术降本与风险对冲

组件价格下行（从5元/瓦降至0.7元/瓦）推动初始投资成本降低，IRR弹性扩大。

需对冲市场化带来的电价波动风险，如通过中长期合约、金融工具锁定部分收益。

未来展望：三省模式的全国启示

三省细则的出台标志着新能源电价市场化改革进入“深水区”。短期内，政策差异或将导致区域间发展不平衡，但长期来看，市场化机制将推动行业整合与技术创新。

山东路径：

"存量平滑过渡机制+增量市场化竞争体系"，适用于传统能源依赖型区域，实现"安全阀效应"与"市场活性激发"的双轨协同

广东模式：

"中长期容量保障框架+技术准入梯度标准"，为产业升级先行区提供制度供给样本，构建"全生命周期价值创造"的新型电力生态

广西方案：

"存量资产保障强化机制+增量开发动态配额管理"，匹配新兴市场培育需求，形成"政策磁吸效应"与"资源错配防控"的平衡范式

投资策略：企业如何抢占先机？

136号文细则的落地，标志着分布式光伏从“政策红利”迈向“市场能力”时代。

三省政策差异为投资者提供了多元选择：

求稳可选广西：存量高保障适合风险厌恶型资本。

博弈可选山东：增量竞价机制考验成本控制与渠道资源。

创新可选广东：长周期保障+市场化激励适合技术领先企业。

未来，分布式光伏的核心竞争力将聚焦于“度电成本控制+市场化运营能力+商业模式创新”。

市场化浪潮下的分布式光伏投资策略

山东、广东、广西三省的136号文细则，既是地方探索新能源市场化改革的缩影，也是全国性政策落地的试验田。透过数据与规则的对比，我们不难发现，区域差异背后是资源禀赋、产业基础与政策目标的综合考量。

短期需关注地方细则窗口期（如山东2025年6月竞价、广东海上风电长周期政策），中期需强化成本控制与市场研判能力（如绿证收益测算、储能配置优化），长期需拥抱技术革命与跨区域协同（如虚拟电厂聚合、氢能耦合）。未来，随着更多省份细则的出台，新能源电价市场化改革必将迎来更广阔的图景。