截至2025年6月底，山东省光伏累计装机容量已突破9100万千瓦，稳居全国首位。其中分布式光伏装机容量接近6000万千瓦，占比近2/3，位居全国前列。但规模之巅，亦是变革之始。“136号文”等政策的实施，将这个中国光伏产业的“风向标”推向市场化改革的深水区。而对众多分布式光伏项目而言，则意味着告别“旱涝保收”的舒适区。那么，山东分布式光伏如何直面市场化？
收益逻辑发生本质转变
早期，山东分布式光伏项目在国家与地方双重补贴的“呵护”下，收益稳定可观。随着产业成熟与成本下降，补贴逐步退坡，直至2022年全面退出，上网电价稳定在0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价，成为存量项目的最后“保护伞”。
为加快推动新能源参与电力市场，2025年8月，山东省出台《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》和《山东省新能源机制电价竞价实施细则》。新政以2025年6月1日为“分界点”，对存量与增量项目“新老划断”、分类施策。即，在此之前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元（含税）。2025年6月1日起投产的增量新能源项目，不再有固定兜底价。其“机制电价”需通过竞价确定。山东省发改委最新发布的《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则（征求意见稿）》进一步明确，新能源项目在机制执行期限内，可自愿申请减少机制电量比例，原则上每月仅申请调减1次，减少的机制电量不再纳入机制执行范围。
简言之，山东新政通过“老项目保底、新项目竞价”的方式，将新能源推向市场，同时提供一个“可进可退”的机制电价选择，让光伏分布式项目既能规避市场风险，也能捕捉市场机遇。
山东省新能源产业协会光伏专业委员会主任、山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌对《中国能源报》记者表示，新政对存量电站的影响，根据电站类型和并网时间节点而有所不同，2024年底前并网的自然人分布式光伏项目，其原有政策将得到完全保障。2025年5月31日前并网的所有扶贫光伏电站，同样将获得完全的政策保障。受到部分影响的电站是非自然人电站，即在2025年5月31日前并网的非自然人项目（包括纯租赁模式的户用光伏及工商业光伏），将从2025年1月1日起执行新的电价机制，此类电站的发电量将按照80%的机制电价与20%的现货市场价格相结合的方式进行结算。
“增量项目受到的冲击则相对较大。”张晓斌分析，主要体现在几个方面：一是竞价限制与自用比例要求。山东当前阶段仅允许户用光伏参与竞价，工商业分布式则不允许。同时，山东要求工商业项目自发自用比例须达到50%以上，这导致其上网电量部分必须进入现货市场交易。二是现货价格风险。工商业项目的上网电量直接面对现货市场，而山东的现货价格长期处于低位，这直接压缩了项目的上网收益。三是根据最新的竞价规则，山东省已明确规定，仅有集中式风电项目和户用光伏项目两类主体具备参与资格。
特别是2025年首次竞价结果显示，光伏出清电价仅为0.225元/千瓦时，远低于此前的标杆电价。更严峻的是，大量工商业分布式项目被要求自发自用比例不低于50%，余量上网部分则须完全直面波动剧烈的现货市场。
这意味着山东分布式光伏的收益逻辑发生了根本性转变——从单一的“保障性收购收益”演变为复杂的“机制内收益+市场化交易收益+环境权益收益”三元结构。正如张晓斌所言，“行业对标的已不再仅仅是资源开发能力，而是电力交易、资产运营和价值创造的综合能力。”
三重挑战当前
尽管政策框架已定，山东分布式光伏在迈向市场化的进程中，却面临着结构性矛盾、机制设计缺陷以及商业模式转型阵痛所带来的三重挑战。
一是“缺电力不缺电量”的现象导致现货价格的困境。张晓斌指出，山东现货价格之低并非偶然，主要可归结为三点核心原因：首先，严重的阶段性供大于求，这也是最主要的原因。尤其在春秋季等负荷较低的时段，白天光伏集中出力，导致电源总量远超用电负荷。为保障电网安全、实现电力全额出清，市场报价被迫走低，甚至出现负电价以激励用户消纳，弃风弃光现象也印证了这一点。其次，传统火电的调节能力下限高。大量常规燃煤机组的最低技术出力限制在30%—40%，缺乏深度调峰能力。在新能源大发时段，这些机组即便已降至最低出力，仍可能高于系统实际需求。为维持电力平衡，这些机组有时不得不以负电价报价来换取继续运行的机会。最后，庞大的自备电厂不参与调峰。这类电厂通常优先满足企业内部用电，其发电量不参与市场竞价，但会显著减少公共电网的用电负荷，从而加剧电力市场整体的供大于求局面。
北京大学能源研究院高级分析师吴迪指出，当前山东省现货市场结算电价普遍低于当地燃煤基准电价，导致分布式光伏发电收益受到显著限制。其中一个重要原因就在于，约80%煤电通过中长期合约锁定电量和电价，仅有约20%的煤电需在现货市场中直接与风电、光伏等可再生能源竞争。在这种“中长期合约+现货市场”并行却脱节的“双轨制”安排下，大量煤电借助中长期合约规避价格波动风险，获取较为稳定的收益；而新能源则完全受制于市场波动的不确定性，其价格优势难以体现，收益预期持续弱化。
二是市场机制与分布式特性的“水土不服”。现有电力市场规则主要为集中式电站设计，对“小、散、乱”的分布式光伏缺乏适配性。
“尤其是分布式光伏多接入中低压配电网，负荷与发电高度耦合，缺乏独立的计量、调度和通信基础设施，难以实现统一、标准化的电量报送与响应能力评估。”吴迪对《中国能源报》记者表示，此外，现有市场参与机制尚未对不同类型的分布式光伏主体做出差异化设计。例如，工业企业投资的分布式光伏需具备一定的负荷调节能力和市场化交易潜力，而户用光伏系统则大多规模极小，缺乏市场参与能力和动力。如果统一适用标准化的入市门槛和交易流程，容易造成小型项目被边缘化、大型项目缺乏激励，形成“谁也进不去、谁也不想进”的局面。
三是电力市场的不确定性对企业投资造成冲击。长期以来，“全额上网”是许多分布式项目的主流模式。在分布式光伏全面参与电力市场背景下，项目的收益稳定性受到诸多不确定因素的影响，收益测算难度大。
“因为市场化交易电价呈现区域性、时段性、主体差异性特征。不同地区受供需关系、电网结构、电源侧结构、电价机制等影响，节点电价存在显著差异，导致同类型光伏电站在不同区域的上网电价和交易收入差距较大，收益波动明显。”吴迪分析，此外，分布式光伏项目大多规模较小，缺乏专业化交易能力，进入市场需面对交易规则复杂、电量预测难、结算方式多变等挑战。一些自然人或小型工商户投资者更难以独立应对市场波动，容易造成报价失误或因响应不及时而导致收益损失。
系统性重构待发
那么，山东分布式光伏参与市场化如何破局？有受访专家直言，需要政府、市场和企业协同发力，进行一场系统性的重构。
在政策层面，需要分类施策，优化市场设计。有观点建议，对存量项目，应维持保障性电价机制，并鼓励其自愿过渡到市场；对增量项目，则应全面引导其通过PPA（购电协议）、绿电交易、虚拟电厂等多元路径入市。而对于难以独立参与市场的户用光伏，应鼓励其通过聚合代理模式参与。
在产业层面，山东分布式光伏要回归负荷，强化自我消纳。未来可以通过推动“光储融合”，完善分时电价、提供补贴等方式，大力引导工商业用户配置储能系统，实现“削峰填谷”，将光伏发电的黄金时段与用电高峰精准匹配，最大化自发自用率。
张晓斌表示，山东分布式光伏的投资理念必须从“资源导向”彻底转为“负荷导向”。未来优质项目将不再位于光照资源最好的地方，而是位于用电负荷最高、电价最贵、消纳能力最强的工业园区和商业综合体。
在企业层面，新能源企业必须从“发电者”向“交易者”转型，要着力提升内部管理水平和市场决策能力。“一方面，要提高新能源出力预测的准确性，构建融合气象数据、历史出力数据与实时运行数据的智能预测模型，为现货竞价、中长期交易及机制电量安排提供科学依据。”吴迪建议，“另一方面，企业应强化市场电价预测与分析能力，增强对价格波动的敏感度与判断力，依据市场价格信号优化运行调度与发电计划，实现资源配置效率最大化。”
