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中國上網電價新政落地 市場化競爭對中國光伏市場的影響
發(fā)布日期：2025-03-19 瀏覽次數(shù)：2375
2025 年 2 月 9 日，中國國家發(fā)改委與國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（下稱《通知》），推動光伏集中式與分布式項目、陸上與離岸風電等新能源上網電價全面市場化?！锻ㄖ访鞔_規(guī)定，2025 年 6 月 1 日起，新能源電力須透過市場交易定價，進一步深化新能源電價市場化改革，促進產業(yè)高質量發(fā)展。
6月1日起「增量項目」全面入市 未來售電價格走勢仍待觀察
《通知》要求新能源上網電量全面進入電力市場，以市場價格交易，但僅適用于省內交易，參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量仍依相關政策執(zhí)行。實際交易機制區(qū)分為「電力現(xiàn)貨市場交易」和「電力中長期市場交易」，前者適當放寬現(xiàn)貨市場限價，由省級主管部門制定并調整申報價格區(qū)間；后者則縮短交易周期以及提高頻率，允許供需雙方靈活確定合約量價與調整機制，并標明售電價格與綠證。
此外，《通知》劃分 2025 年 6 月 1 日為入市時間點，此前投產的新能源項目稱為「存量項目」，之后投產則為「增量項目」?！复媪宽椖俊闺妰r的申報價格上下限區(qū)間，以往多由各省級相關主管部門以不高于當?shù)厝济弘娏鶞蕛r制定并適時調整，透過「全額保障性收購（固定電價）」或采部分保量保價結合部分市場電價的方式進行收購；「增量項目」將以全省競價方式進行，采「從低至高」的競價機制，通常上限會考慮其綠色價值，下限則考慮成本因素，競價價格較低者確定入選，但價格不得超過該省份的競價上限，若報價超過該省上限，則以該省競價上限為記。
然而，考慮午間屬于光伏發(fā)電高峰時間，該時段易造成電力供過于求，壓低售電價格。反之，夜間用電高峰時段則因無法發(fā)電導致電價上升，加劇收益波動風險。此外，當前收益率的計算方式尚未明確，市場仍處于觀望階段，實際收益評估有待各省細部政策進一步落地。隨著光伏電力市場化，政府定價逐步退出，使未來入市電價走勢的不確定性升高，但實際情形仍待政策發(fā)酵后持續(xù)觀察。因此，項目成本與發(fā)電效率將成為收益關鍵，具競爭力的項目更具優(yōu)勢，企業(yè)亦須強化交易策略與配套能力，以應對市場不確定性。
2025上半年分布式項目或掀搶裝潮 下半年裝機將由集中式項目主導
回顧 2024 年入市交易對戶用項目帶來的影響，中國國家發(fā)改委于 2024 年 4 月發(fā)布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，將新能源發(fā)電分為保障性收購電量與市場交易電量，使市場化交易成為趨勢，也增添市場不確定性，影響用戶裝機意愿。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2024 年中國戶用光伏裝機占比由 2023 年的 20% 降至 11%，顯示入市交易對戶用裝機意愿的沖擊，隨著《通知》全面推動市場電價交易，2025 年戶用投資者的疑慮恐進一步加深。
對工商項目而言，除了《通知》將對投資方收益造成波動外，2025 年 1 月 23 日，國家能源局發(fā)布的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》亦帶來變量。管理辦法將分布式光伏項目細分為自然人戶用、非自然人戶用、一般工業(yè)與大型工商四類，并限制非自然人戶用與一般工商項目總裝機不得超過 6 MW，大型工商項目則不得超過 50 MW。此外，規(guī)定一般與大型工業(yè)項目不得「全額上網」，鼓勵自發(fā)自用，6 MW 以上的一般工業(yè)項目則可在電力市場連續(xù)運行地區(qū)參與交易，意味工業(yè)用電無法再完全依賴售電獲利，影響投資布局。隨著下半年入市交易落地，預期投資方將加速裝機，以降低收益波動風險。
除了分布式項目外，《通知》亦規(guī)定集中式項目須納入市場化交易，預計將帶來一定影響。然而， 2025 年集中式裝機主要來自「十四五」規(guī)劃及其他大型項目。目前，新疆已達成裝機目標，甘肅達標率超過九成，內蒙古、山西等地亦超過六成，剩余項目預計于年內完成并網。即便入市交易正式實施，集中式項目仍將按計劃推進，確保如期裝并。
整體而言，為鎖定「存量項目」的政策紅利，開發(fā)商與投資方正加緊在 6 月 1 日前完成裝并，以避免成為「增量項目」，導致投資收益不確定性增加，市場或將掀起一波「搶裝潮」。另外，在新增裝機占比方面，觀察中國國家能源局 2018 至 2024 年新增裝機數(shù)據(jù)，除 2021 與 2022 年分布式裝機占比超過五成外，其余年度皆以集中式項目為主。2023 與 2024 年集中式裝機占比均穩(wěn)定在 56% 左右，分布式則從 20% 降至 11%，工商項目則由 24% 增至 32%。綜合入市交易與監(jiān)管政策影響，預計 2025 年中國新增裝機仍以集中式項目為主，占比有望突破 60%，戶用項目可能降至 10% 以下，工商項目則維持在 30% 左右。
2025年上半年中國組件廠家聚焦國內市場 部分廠家縮減海外低價訂單供應
受搶裝潮影響，光伏組件需求可能在上半年與下半年呈現(xiàn)階段性波動。目前廠家排產較為謹慎，組件庫存量體回到較健康的水位，然隨著 3-4 月中國內部組件訂單增量明顯，熱門型號部分出現(xiàn)短缺，致使短期組件廠家將優(yōu)先供應國內市場，部分廠家選擇暫緩、延期交付海外低價訂單，導致海外訂單供應量縮減。
根據(jù) InfoLink 調研組件廠家近期發(fā)貨情況，近期中國國內訂單確實出現(xiàn)小幅增長，主要集中于分布式項目，尤以工商項目最為明顯，顯示《通知》出臺已推動分布式市場的搶裝潮，同時帶動國內分布式組件現(xiàn)貨價格上揚 1 分錢人民幣左右的幅度，低價銷售的價格也持續(xù)縮減，部分廠家甚至明定低于每瓦 0.66 元以下的訂單減少發(fā)貨。至于集中式項目，因與入市交易生效僅剩約兩個月時程，預期上半年增幅有限，搶裝節(jié)奏不如分布式明顯，主要裝機將集中在下半年。
《通知》健全中國光伏市場長期發(fā)展 未來需求有望持續(xù)增長
整體而言，《通知》帶來的市場不確定性仍高，其解讀尚未明確執(zhí)行方向。文件側重宏觀框架性政策，規(guī)范新能源上網電量入市交易的大方向策略與電力交易價格結算的基本框架，但具體實施細則仍須等待各省政府進一步通知。因此目前仍在初步觀察周期，企業(yè)收益率測算尚不明確之下，須更加注意風險控管能力，把控初期投資成本，以降低不確定風險維持競爭優(yōu)勢，理性應對后續(xù)政策變動。對于頭部企業(yè)而言，適應變革相對容易，但中小型廠家則可能面臨更大壓力，進一步加劇市場集中化，企業(yè)間競爭將持續(xù)加劇。
盡管《通知》對新能源市場造成震蕩，但長遠來看，有助于中國光伏市場的健康發(fā)展。首先，市場化交易機制符合國際趨勢，短期內可借鑒德國、澳洲等國經驗，未來隨著機制成熟，或能成為全球參考標準。其次，新能源與燃煤電力同臺競價，有助于推動全國電力市場規(guī)則整合，加速能源轉型。此外，中長期市場交易須標明售電價格與綠證，突顯新能源的環(huán)境價值。最后，更明確的發(fā)展方向與穩(wěn)定的市場環(huán)境，將有利于企業(yè)長期投資與業(yè)務拓展。
統(tǒng)整近期中國光伏市場情形，預估中國 2025 年新增裝機量預計難有大幅增長，甚至可能因《通知》與其他監(jiān)管機制出臺，以及供需錯配等因素影響，不排除 1-2 年將處于短期震蕩修正的可能性，但預估在宏觀政策制定下仍有一定保底需求存在，預測每年仍有機會落在 270 GW 左右的新增量體，累計裝機有望突破 1,000 GW。展望長期需求，隨著市場逐步適應交易機制，且中國政府仍將光伏作為新能源發(fā)展重點，盡管未來裝機成長難以重現(xiàn) 2022至 2024 年間的高速增長，但預計仍有望維持約 5% 的年增率。至 2030 年，累計裝機規(guī)模有望突破 2,700 GW，中國將持續(xù)引領全球光伏發(fā)展。
6月1日起「增量項目」全面入市 未來售電價格走勢仍待觀察
《通知》要求新能源上網電量全面進入電力市場，以市場價格交易，但僅適用于省內交易，參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量仍依相關政策執(zhí)行。實際交易機制區(qū)分為「電力現(xiàn)貨市場交易」和「電力中長期市場交易」，前者適當放寬現(xiàn)貨市場限價，由省級主管部門制定并調整申報價格區(qū)間；后者則縮短交易周期以及提高頻率，允許供需雙方靈活確定合約量價與調整機制，并標明售電價格與綠證。
此外，《通知》劃分 2025 年 6 月 1 日為入市時間點，此前投產的新能源項目稱為「存量項目」，之后投產則為「增量項目」?！复媪宽椖俊闺妰r的申報價格上下限區(qū)間，以往多由各省級相關主管部門以不高于當?shù)厝济弘娏鶞蕛r制定并適時調整，透過「全額保障性收購（固定電價）」或采部分保量保價結合部分市場電價的方式進行收購；「增量項目」將以全省競價方式進行，采「從低至高」的競價機制，通常上限會考慮其綠色價值，下限則考慮成本因素，競價價格較低者確定入選，但價格不得超過該省份的競價上限，若報價超過該省上限，則以該省競價上限為記。
然而，考慮午間屬于光伏發(fā)電高峰時間，該時段易造成電力供過于求，壓低售電價格。反之，夜間用電高峰時段則因無法發(fā)電導致電價上升，加劇收益波動風險。此外，當前收益率的計算方式尚未明確，市場仍處于觀望階段，實際收益評估有待各省細部政策進一步落地。隨著光伏電力市場化，政府定價逐步退出，使未來入市電價走勢的不確定性升高，但實際情形仍待政策發(fā)酵后持續(xù)觀察。因此，項目成本與發(fā)電效率將成為收益關鍵，具競爭力的項目更具優(yōu)勢，企業(yè)亦須強化交易策略與配套能力，以應對市場不確定性。
2025上半年分布式項目或掀搶裝潮 下半年裝機將由集中式項目主導
回顧 2024 年入市交易對戶用項目帶來的影響，中國國家發(fā)改委于 2024 年 4 月發(fā)布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，將新能源發(fā)電分為保障性收購電量與市場交易電量，使市場化交易成為趨勢，也增添市場不確定性，影響用戶裝機意愿。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2024 年中國戶用光伏裝機占比由 2023 年的 20% 降至 11%，顯示入市交易對戶用裝機意愿的沖擊，隨著《通知》全面推動市場電價交易，2025 年戶用投資者的疑慮恐進一步加深。
對工商項目而言，除了《通知》將對投資方收益造成波動外，2025 年 1 月 23 日，國家能源局發(fā)布的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》亦帶來變量。管理辦法將分布式光伏項目細分為自然人戶用、非自然人戶用、一般工業(yè)與大型工商四類，并限制非自然人戶用與一般工商項目總裝機不得超過 6 MW，大型工商項目則不得超過 50 MW。此外，規(guī)定一般與大型工業(yè)項目不得「全額上網」，鼓勵自發(fā)自用，6 MW 以上的一般工業(yè)項目則可在電力市場連續(xù)運行地區(qū)參與交易，意味工業(yè)用電無法再完全依賴售電獲利，影響投資布局。隨著下半年入市交易落地，預期投資方將加速裝機，以降低收益波動風險。
除了分布式項目外，《通知》亦規(guī)定集中式項目須納入市場化交易，預計將帶來一定影響。然而， 2025 年集中式裝機主要來自「十四五」規(guī)劃及其他大型項目。目前，新疆已達成裝機目標，甘肅達標率超過九成，內蒙古、山西等地亦超過六成，剩余項目預計于年內完成并網。即便入市交易正式實施，集中式項目仍將按計劃推進，確保如期裝并。
整體而言，為鎖定「存量項目」的政策紅利，開發(fā)商與投資方正加緊在 6 月 1 日前完成裝并，以避免成為「增量項目」，導致投資收益不確定性增加，市場或將掀起一波「搶裝潮」。另外，在新增裝機占比方面，觀察中國國家能源局 2018 至 2024 年新增裝機數(shù)據(jù)，除 2021 與 2022 年分布式裝機占比超過五成外，其余年度皆以集中式項目為主。2023 與 2024 年集中式裝機占比均穩(wěn)定在 56% 左右，分布式則從 20% 降至 11%，工商項目則由 24% 增至 32%。綜合入市交易與監(jiān)管政策影響，預計 2025 年中國新增裝機仍以集中式項目為主，占比有望突破 60%，戶用項目可能降至 10% 以下，工商項目則維持在 30% 左右。
2025年上半年中國組件廠家聚焦國內市場 部分廠家縮減海外低價訂單供應
受搶裝潮影響，光伏組件需求可能在上半年與下半年呈現(xiàn)階段性波動。目前廠家排產較為謹慎，組件庫存量體回到較健康的水位，然隨著 3-4 月中國內部組件訂單增量明顯，熱門型號部分出現(xiàn)短缺，致使短期組件廠家將優(yōu)先供應國內市場，部分廠家選擇暫緩、延期交付海外低價訂單，導致海外訂單供應量縮減。
根據(jù) InfoLink 調研組件廠家近期發(fā)貨情況，近期中國國內訂單確實出現(xiàn)小幅增長，主要集中于分布式項目，尤以工商項目最為明顯，顯示《通知》出臺已推動分布式市場的搶裝潮，同時帶動國內分布式組件現(xiàn)貨價格上揚 1 分錢人民幣左右的幅度，低價銷售的價格也持續(xù)縮減，部分廠家甚至明定低于每瓦 0.66 元以下的訂單減少發(fā)貨。至于集中式項目，因與入市交易生效僅剩約兩個月時程，預期上半年增幅有限，搶裝節(jié)奏不如分布式明顯，主要裝機將集中在下半年。
《通知》健全中國光伏市場長期發(fā)展 未來需求有望持續(xù)增長
整體而言，《通知》帶來的市場不確定性仍高，其解讀尚未明確執(zhí)行方向。文件側重宏觀框架性政策，規(guī)范新能源上網電量入市交易的大方向策略與電力交易價格結算的基本框架，但具體實施細則仍須等待各省政府進一步通知。因此目前仍在初步觀察周期，企業(yè)收益率測算尚不明確之下，須更加注意風險控管能力，把控初期投資成本，以降低不確定風險維持競爭優(yōu)勢，理性應對后續(xù)政策變動。對于頭部企業(yè)而言，適應變革相對容易，但中小型廠家則可能面臨更大壓力，進一步加劇市場集中化，企業(yè)間競爭將持續(xù)加劇。
盡管《通知》對新能源市場造成震蕩，但長遠來看，有助于中國光伏市場的健康發(fā)展。首先，市場化交易機制符合國際趨勢，短期內可借鑒德國、澳洲等國經驗，未來隨著機制成熟，或能成為全球參考標準。其次，新能源與燃煤電力同臺競價，有助于推動全國電力市場規(guī)則整合，加速能源轉型。此外，中長期市場交易須標明售電價格與綠證，突顯新能源的環(huán)境價值。最后，更明確的發(fā)展方向與穩(wěn)定的市場環(huán)境，將有利于企業(yè)長期投資與業(yè)務拓展。
統(tǒng)整近期中國光伏市場情形，預估中國 2025 年新增裝機量預計難有大幅增長，甚至可能因《通知》與其他監(jiān)管機制出臺，以及供需錯配等因素影響，不排除 1-2 年將處于短期震蕩修正的可能性，但預估在宏觀政策制定下仍有一定保底需求存在，預測每年仍有機會落在 270 GW 左右的新增量體，累計裝機有望突破 1,000 GW。展望長期需求，隨著市場逐步適應交易機制，且中國政府仍將光伏作為新能源發(fā)展重點，盡管未來裝機成長難以重現(xiàn) 2022至 2024 年間的高速增長，但預計仍有望維持約 5% 的年增率。至 2030 年，累計裝機規(guī)模有望突破 2,700 GW，中國將持續(xù)引領全球光伏發(fā)展。
特別提示：本信息由相關企業(yè)自行提供，真實性未證實，僅供參考。請謹慎采用，風險自負。
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