距2060年实现碳中和还有12359天
热点关键词:
2026 今天

来源:中国电力报

光伏产业市场化转型,结算分化或催生新模式

字体:
分享到:
扫一扫
摘要:我国光伏产业进入市场化转型,结算价格差异引发关注。价格分化是市场化资源配置的必然结果,推动产业从无序扩张向高质量发展转型。虽然短期内冲击部分分布式光伏收益,但催生配储、虚拟电厂等新模式,为产业长期发展打开新空间。面对趋势,业主需转变观念、提升能力,实现可持续收益并把握新机遇。价格差异并非乱象,而是提质增效的重要信号。

随着我国新能源产业进入全面市场化转型的关键阶段,光伏作为清洁能源的重要力量,已彻底告别传统兜底收购的舒适区,全面融入电力市场体系。在此过程中,一个显著现象引发行业广泛关注:光伏项目结算价格呈现出从几分钱到几毛钱的巨大差距,不少业主对此心存疑虑,担忧价格波动影响项目回报,质疑市场化改革的合理性。事实上,这种结算价格差异并非行业乱象,而是市场化配置资源的必然结果,是光伏产业从无序扩张向高质量发展转型的重要信号。市场化浪潮虽对部分分布式光伏的短期收益造成冲击,但也倒逼行业创新,催生配储、虚拟电厂等新型发展模式,为产业长期健康发展打开了新空间。面对不可逆转的市场化趋势,分布式光伏业主唯有转变经营观念、提升专业能力,才能在变革中实现可持续收益,把握产业发展的新机遇。

结算价格分化是市场化的必然结果,倒逼产业提质增效

新能源全面入市前,我国光伏产业,尤其是分布式光伏,长期实行“全额保障性收购”政策,但随着光伏产业的规模化发展,这种模式逐渐暴露出弊端:一方面,固定电价无法反映电力市场的供需变化,难以体现光伏电力的时间价值和环境价值,导致资源配置效率低下;另一方面,兜底收购政策弱化了市场竞争,部分企业盲目扩张,引发产能过剩、弃光率上升等问题,不利于产业的长期可持续发展。

新能源全面参与电力市场交易,核心是让市场在资源配置中起决定性作用,而光伏项目结算价格的分化,正是市场化机制发挥作用的直接体现。这种价格差异是由多重因素共同决定的,具有其内在合理性。从项目本身来看,集中式光伏与分布式光伏的价格差距源于项目规模、发电效率的差异:集中式光伏项目规模大、发电稳定性强,往往能通过中长期交易锁定较高价格;而分布式光伏项目分布零散、规模较小,部分项目存在发电时段与用电负荷不匹配、余电消纳困难等问题,结算价格自然偏低。此外,结算价格差异也体现了光伏电力的价值分层。在电力市场中,不同时段、不同位置的电力具有不同的价值,处于高价节点位置或具有调节能力的光伏电力,能够获得较高的电价。这种价值分层能够引导光伏项目优化运营策略,提升电力的利用效率和价值,推动光伏产业与电力系统深度融合,为构建新型电力系统提供支撑。

结算价格的分化本质上是市场化对光伏产业的筛选机制,倒逼产业从“规模扩张”向“质量提升”转型。市场化定价下,结算价格直接与项目的发电效率、消纳能力、运营水平挂钩:那些发电效率高、负荷匹配好的项目,能够获得更高的结算价格,实现稳定收益;而那些技术落后、消纳困难、运营粗放的项目,只能接受低价、负价甚至亏损。这种竞争格局能够推动光伏企业重视负荷匹配度与消纳能力,推动整个产业向高质量发展转型。对于分布式光伏来说,更应该回归其自发自用的本质,分布式光伏的核心优势在于靠近用户侧建设,能够减少电力传输损耗,降低对大电网的依赖,而余电上网恰恰弱化了这一优势,分布式上网电量反而可能遭遇负电价,不仅可能导致亏损,也加重了电网的消纳负担。

市场化催生分布式光伏项目破局路径

新能源全面入市后,部分分布式光伏业主面临结算价格过低、投资回报周期拉长的困境,尤其是一些户用和中小型工商业分布式项目,由于规模小、议价能力弱、消纳渠道有限,更容易受到市场价格波动的冲击,甚至出现短期亏损的情况。但必须认识到,市场化带来的不仅是挑战,更催生了新的市场机遇,为分布式光伏突破发展瓶颈提供了多元路径。其中,配置储能和参与虚拟电厂,成为分布式光伏提升经济性、适应市场化发展的重要方向。

配储是分布式光伏应对价格波动、提升项目经济性的重要手段。分布式光伏的核心痛点之一是发电时段与用电负荷不匹配,中午光照充足时发电量最大,但此时用电负荷往往较低,余电上网价格偏低,甚至出现负电价;而早晚用电高峰时,光伏发电量不足,需要从电网购电,增加用电成本。配置储能系统后,分布式光伏可以将中午的富余电量储存起来,在用电高峰或电价较高的时段释放,实现“削峰填谷”,不仅能够提高自用率,减少余电上网带来的价格损失,还能通过峰谷价差套利,提升项目收益。

参与虚拟电厂,是分布式光伏突破规模限制、提升市场竞争力的重要途径。分布式光伏项目规模小、分散化的特点,导致其单独参与电力市场交易的门槛高,难以享受市场交易红利,甚至只能被动接受市场价格、面临负电价亏损风险,而虚拟电厂作为新型电力聚合模式,可将多个分散的分布式光伏项目、储能系统、可调负荷整合为虚拟电源整体,以规模化优势参与市场交易,有效解决分布式光伏入市难的痛点,同时能从多维度帮助分布式光伏提升收益、规避风险:既可以通过电量打包整合提升议价能力,获得更有利的成交价格,避免被动接受低价;也能凭借专业的市场预测和调度能力,提前预判负电价时段并采取应对措施,规避亏损;还可组织项目参与辅助服务市场、绿电交易市场,获取额外收益、拓宽收益来源,同时为分布式业主提供专业化运营服务,让业主无需投入大量精力,即可享受聚合交易带来的收益。

专业化经营是分布式光伏的唯一出路

新能源全面参与电力市场交易已成为不可逆转的制度方向,对于分布式业主而言,面临两种现实选择:一是具备足够资本实力,能够承受短期负电费亏损,将分布式项目定位为企业绿证获取、碳中和履约或品牌形象建设的工具;二是彻底转变经营观念,主动学习市场规则、参与经营决策,通过专业化管理实现持续正收益。对于绝大多数分布式业主而言,前者门槛过高,后者才是现实可行的破局路径。结合当前政策框架与市场运行特征,分布式业主若要在市场化环境中实现稳健收益,需优化负荷匹配,并可借助专业化聚合商的服务降低经营门槛、提升收益水平。

第一,做好项目规划,优化负荷匹配,从源头规避负电费风险。项目规划是分布式项目盈利的关键,不少业主陷入结算价格低的困境,根源在于规划不合理,要么规模超出用电需求导致余电过多,要么负荷匹配度低、余电集中在低谷时段。因此,建设前需充分调研,杜绝盲目投资。工商业业主需精准测算用电负荷,确定合理项目规模,调整生产计划对齐发电高峰,提升自发自用率,余电较多的项目可配套储能。户用业主需结合自身用电需求确定规模,优化用电习惯,选择合规设备与施工单位,降低运营成本。

第二,跟踪市场价格,灵活调整运营策略,提升项目收益。市场化定价下,电力价格的波动性显著增强,分布式业主应培养市场敏感度,通过电力交易平台、行业资讯平台等正规渠道,实时跟踪当地电力市场的现货价格、中长期交易价格走势,提前预判价格波动趋势,制定针对性的应对策略。例如,在预测到负电价时段时,可暂停余电上网,将富余电量储存到储能系统中,在电价较高的时段释放。同时,业主还应关注新能源市场的整体走势,包括光伏装机规模、消纳情况、政策调整等,合理调整运营预期,避免因市场波动带来的收益损失。此外,借助专业化聚合商是重要辅助,多数中小型业主缺乏专业能力,聚合商可提供政策解读、市场预测、竞价代理、运维管控等全方位服务,帮助业主规避负电价风险、保障正收益。

新能源全面入市,是光伏产业发展的里程碑,标志着我国光伏产业进入市场化竞争的新阶段。光伏项目结算价格的分化,是市场化机制发挥作用的必然结果,也是产业从无序扩张向高质量发展转型的重要契机。这种价格差异,不仅优化了资源配置,倒逼企业提升技术水平和运营效率,还催生了配储、虚拟电厂等新型发展模式,为光伏产业的长期健康发展注入了新活力。对于分布式光伏业主而言,唯有主动适应市场化规则,积极拥抱行业变革,才能在激烈的市场竞争中站稳脚跟,把握光伏产业高质量发展的新机遇。



商务合作