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　　2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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）。

　　该通知明确以2025年6月1日为节点，对新能源项目实行“新老划段”，推动存量与增量项目差异化入㊣市。

　　这不仅标志着新能源电价全面市场化时代的正式开启，也预示着行业将迎来新一轮的调整与洗牌。#分布式光伏#

　　这意味着，无论电力市场供需状况如何变✅化，电网企业都会以一定的价格收㊣购分布式光伏所㊣发的全部电量。

　　政策调整的背后，是国家对新能源产业高质量发展的迫切需求，以及对市场机制在资源配置中决定性作用的充分认可。

　　2025年6月1日前投产的分布式光伏项目智慧运维云平台，仍享受一定程度的保障性收购机制，电价按现行政策执行（不高于当地煤电基准价），但需逐步通过设备改造提㊣升竞争力，主动㊣参与市场。

　　2025年6月1日及以后投产的分布式光伏项目，原则上全部电量进入电力市场交易，通过竞价形成电㊣价，并建立“新能源可持续发展价格结算机制”，通过“多退少补”差价结算㊣稳定收益预期。

　　这一机制的设计旨在鼓励新项目积极参与市场竞争，同时保障其✅合理收益，促进新能源行业的可持续发展。

　　增量项目的机制电价由省级政府㊣组织竞价确定，初期按技术㊣类型分类，竞价上限考虑成本、绿电价值等因素，避免㊣无序竞争。

　　此次政策调整被业内视为继2018年“5.31新政”后又㊣一重大转折点，可能引发分布式光伏项㊣目在2025年6月前的集中抢装。#分布式光伏#

　　老项目仍可享受保障性收购（如陕西常规光伏保障小时数虽降至293小时，但分布式光伏全额收购），而新项目需直面㊣市场风险，电价波动性显著增加。

　　存量项目机制电价与市场交易价差额由电网补㊣贴，而增量项目需通过竞价获得收益，初期可能面临价格竞争压力。

　　新项目需承担辅助服务费用、系统备用费等责任，叠加绿证交易分离（市场交易电量不再重复获得绿证收益），进一步压缩利润空间。

　　◆预计2025年上半年将出现装机量激增，组件、逆变器等供应链价格可能阶段性上涨，但受制于全球产能过剩，涨幅或✅✅有限。

　　◆地方电网并网压力增大工商业分布式光伏项目，陕西、河北✅等地已提前优化优先发电计划，但仍需应对集中并网带来的调峰挑战。

　　◆电价波动倒逼技术革新：光伏企业需提升发电效率与预测精度，通过储能✅配置平滑出力曲线，适应现货市场分时价格波动。

　　◆商业模✅式多元化：聚合商模式（如河北试点）成为分布式项目入市✅主流，通过规模化交易降低风险；虚拟电厂、隔墙售电等新业态加速落地。

　　◆行业集中度提升：中小开发商因缺乏市场议价能力可能退出，头部企业凭借资金与技术优势进一步整合资源。

　　◆差价结算机制需细化：虽提出“多退少补”稳定预期，但具体执行中如何㊣平衡电网成本分摊与用户电价承受力仍是难点。

　　◆绿电消费需求待释放：当前绿㊣证市场与电力市场尚未完全㊣衔接，工商业用户绿电采购意愿不足，可能抑制市场化电价㊣水平。

　　开发商需加快项目前期手续，锁定组件供应，优先选择消纳条件优越地区（如陕西分布式光伏保障小时数1181小时）落地，以确保项目✅顺利投㊣产并抢占市场份额。

　　为了降低市场风险，企业可以通过签订多年期购电协议（PPA）、参与绿色电力中长期交易锁定收益，利用金融衍生品对冲价格波动。这些风险管理工具的应用将有助于企业在激烈的市场竞争中保持稳健经营。

　　为了适应市场化机制的要求，企业需要不断提升技术水平和管理能力。通过㊣引入人工智能预测出力曲线，探索“光伏+储能+智能调度”一体化方案等创新举措，提升市场竞价能力。

　　为了推动行业健康发展，企业需要积极呼吁政府加强政策协同与配套措施建设。通过需推动地方细化竞价规则，避免“低价恶性竞争”，同时争取财政补贴退坡的平滑过渡等措施为行业转型升级提供有力保障。

　　虽然短期抢装潮不可避免且可能带来一系列挑战，但长期来看市场化机制将加速行业优胜劣汰推动光伏与新型电力系统深度融合。

　　因此企业需要摒弃“政策依赖”思维，主动拥抱市场规㊣则，方能在“后补贴时代”立足并实现可持续发展。

　　正如国家能源局所言，“公平享有权利并承担责任义务”将成为分布式光伏发展的新逻辑，这也将是整个新能源行业未来发展的必然趋势。