继山东开启新能源项目机制电价竞价后，其他省份也陆续将竞价工作提上日程。
新疆：机制电价竞价的价格上、下限为0.15-0.262元/kWh。
9月15日提交资料；9月18日-9月26日开展竞价；9月28日-9月30日，公示审核结果。
云南：光伏机制电量规模需求比例为60%，申报电价区间为0.22-0.3358元/kWh。
9月29日申报竞价电量、电价；9月30日开展竞价出清；10月9日-2025年10月14日通过云南电力交易系统公示出清结果。
广东增量项目2025年中期将组织首次竞价交易；海南、山西、甘肃、重庆、江西、河北等地的竞价工作原则上于10月底前组织开展。青海则不迟于11月底组织。
在光伏电力市场价格持续走低的趋势下，面对机制电价的不确定性，分布式光伏自发自用比例的高低成为决定项目收益的关键。
各省自发自用比例差异
截至目前，全国共有宁夏、辽宁、吉林、广西、海南、山西、山东、四川、内蒙古18省已经发布分布式新政相关文件。
从一般工商业自用比例来看：
第一梯队：内蒙古、吉林，明确要求光伏项目自发自用比例不低于80%。以一座1000kW的光伏电站为例，其年均发电量约120万千瓦时，按照政策要求，至少96万千瓦时需通过项目内部消纳，上网电量最多仅24万千瓦时。该政策的制定，主要源于两地电网消纳压力较大，需推动产业转型。
第二梯队：山东、山西、湖北等省份，光伏项目自发自用比例为50%。既能够保障光伏电量对本地用电负荷的支撑作用，又为后续电力市场交易预留了充足空间，进一步提升企业在电量调配中的自主选择权。
不设限梯队：福建、浙江、安徽、广东、江苏目前暂未对光伏项目设定强制性自发自用比例。主要取决于各地独特的电网条件，例如福建清洁能源消纳率长期保持高位，广东珠三角地区用电负荷增长迅猛，江苏则已形成规模化储能产业，这些条件均为光伏电量的市场化调节提供了有利支撑。
宁夏、重庆两地则根据本地实际，对光伏项目进行分类：
宁夏，工商业厂房光伏项目明确要求自用比例不得低于50%；针对学校、医院等公共建筑光伏项目，自用比例要求则放宽至30%。
重庆，主城都市区22个区县的光伏项目，自用比例要求不低于20%；而万州、涪陵等周边区县的光伏项目，自用比例要求提高至40%，适配不同区域的能源供需格局。
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自发自用比例为何成关键？
“自发自用”是指光伏发电优先满足自家用电需求，剩余电量再售给电网。由于自用电价高于售电电价，提高自发自用比例可有效节省电费支出，直接提升收益；反之，若自发自用比例过低，若自发自用比例过低，剩余电量除了卖给电网，只能参与市场化交易，收益高度不确定。
此外，不同地区的电价差异也直接影响分布式光伏自发自用保本比例，电价高的地区，对自发自用比例的要求相对较低；而电价低的地区，则需要更高的自发自用比例才能实现盈利。
由此可见，自发自用比例直接决定了光伏项目的本钱回收周期，以及长期盈利水平。
分时电价下的比例更难测算
据统计，截至目前，全国已有23地将午时调整为低谷，电价最低可至0.2元/度。部分省份甚至将午间电价调为深谷，最低电价仅0.12元/千瓦时。
在实行分时电价的地区，分布式光伏自发自用的盈利模式更为复杂，企业需深入分析峰谷电价规律，科学规划用电策略，才能最大化项目收益。
如何提升自发自用比例
首先，优化光伏装机容量，先算“需”再定“量”，避免盲目追求“屋顶铺满”。有项目开发专家建议，可以参考企业近1-3年的历史用电数据，倒推所需光伏装机容量，在基础容量上额外增加10%-15%装机量即可。若企业对于初始投资把控较严，可选用性价比更高的常规效率组件，通过多种方式降低分母，来提高自用率。
第二、加装储能设备：“存峰补谷”，提升电力自用率。当前储能技术进步推动设备成本下降，企业可优先存储白天光伏大发时的冗余电力（如正午时段），在傍晚、清晨等用电高峰（或光伏不发电时段）放电自用，既提升自用比例又降低用电成本。
第三、提升企业自身用电负荷，主动消耗光伏所发电力，避免“发电多、用得少”。例如，可引入连续运行的自动化设备（如智能生产线、自动化仓储系统），替代间歇性人工操作设备，使用电需求更稳定、持续；或者升级高耗电但非核心时段的设备，调整其运行时间至光伏发电高峰时段，优先使用自发电力。
第四，参与“隔墙售电”，拓宽自用边界。若企业光伏发电仍有富余，可通过“隔墙售电”将电力卖给周边企业，既不算“弃光”，又能增加收益，间接提升整体“自发自用+自发外供”的综合利用率。
2025年湖北省分布式光伏光储论坛暨第五届华中光伏论坛将于9月25日在武汉举办。论坛上，行业专家将围绕“光储政策与电力市场化交易”“新形势下，分布式光伏开发要点难点”等热点话题展开交流。
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索比光伏网 https://news.solarbe.com/202509/18/50008878.html
