存量光伏项目
市场化关键一跃?回溯历史，光伏行业的发展始终与电价政策的变迁紧密相连，每一次改革都标志着行业迈向新的阶段。2008年至2011年，商业化电站尚处于起步阶段，国家先后核准了4个光伏项目，采用4元/kWh的
核准电价，同时启动了两批特许权招标光伏项目，采用低价竞标方式，这一系列举措为光伏行业的初期发展奠定了坚实基础。2011年，为探索光伏合理上网电价，我国出台了第一个地面光伏电站上网电价政策，正式进入标杆
》。另一个是2月9日，国家发改委与能源局联合印发《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》。为了让存量项目平稳过渡，这两项政策分别以4月30日和5月31日为时间节点，对光伏项目
”抢装潮。但由于距离6月1日的时间较近，集中式电站项目预期带来的增幅有限。“抢装潮”预计多在分布式光伏项目，尤其是工商业分布式。政策效应在市场端表现明显近日，多家一线光伏企业上调组件价格。根据索比咨询调研
个，装机1448.905万千瓦，其中光伏项目143个，装机1203.4万千瓦;风电项目32个，装机245.505万千瓦。原文如下：各州(市)人民政府，省直有关部门：为贯彻落实省委、省政府有关工作要求
云南省2025年第一批新能源项目开发建设方案实施的项目共175个，装机1448.905万千瓦,其中光伏项目143个，装机1203.4万千瓦;风电项目32个，装机245.505万千瓦(详见附件)。二、工作
，光伏项目共计143个，合计规模12.03GW，风电项目32个，合计规模2.455GW。经梳理，此次公布的清单中项目分布于15个地级市，其中，保山市项目规模最大，超过2GW;临沧市、普洱市、大理州、楚雄州
、丽江市规模均在1GW以上。具体见下表：根据文件，项目要求按照装机的10%配置调节资源，可通过购买共享储能服务等方式实现。本次纳入的“水风光一体化”项目优先利用存量水电送出通道裕度，在有送出条件的区域
，通过配电网升级改造和台区扩容，可挖掘承载潜力，实现动态调整。三是要求分布式光伏项目具备“四可”能力，即可观、可测、可调、可控，是分布式光伏电站适应市场参与需求的关键能力。不仅新项目必须达标，存量项目
。同时，部分原属分布式光伏项目，如农光互补、渔光互补及小型地面电站，明确按光伏电站管理。一般工商业自发自用电量比例由各省自定，以平衡发展空间与消纳能力。新政下分布式光伏在鼓励发展和消纳方面，相对地面小型
存量光伏项目沿用现行电价机制，此后新建项目需通过市场竞争形成电价，且取消强制配储要求。这一政策被业内视为新能源行业市场化转型的关键转折——光伏电站收益模式从“固定电价”转为“市场交易收入+价差补偿收入
享。而具体机制电价和机制电量的确定也要分存量和增量项目，电量和每个省的非水可再生能源消纳权重有关，存量的机制电价延续地方现有的一些政府授权差价合约，而增量项目的机制电价却要靠集中竞价来形成。可见，增量
要带分解曲线的，光伏的曲线目前难以达成交易，中长期的各类交易窗口有限也让以其它曲线签约的光伏项目调整各时段电量能力有限。那么对于光伏来说，入市就意味着中长期的难以签约(曲线问题)以及现货市场可预计的低价
央企相关人士告诉光伏們，目前集团采取的第一个措施是梳理存量项目的进度，首先是确保推进快的存量光伏项目能在6月1日之前并网，风电项目可能会确保在12月30日之前并网。从136号文件精神来看，存量项目大概
促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”)。136号文提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，推动新能源上网电量全面进入
电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制。对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接;对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。与存量项目衔接
号文的目的在其总体思路中已经写得很明确，那就是“保持存量项目政策衔接，稳定增量项目预期收益”，这份可以让各类项目暂时咽下定心丸的文件堪比当年煤电全量入市的1439号文，值得我们多多学习和思考。那我
的角度来像火电一样考虑新能源尤其是光伏项目的收益显然不太可行，那么就要再次回到以平均成本来考量的方式。但已经取消了电网的统一价格收购，那么在全面入市初期最适合的政策方式就是政府出面授权进行主动干预。用
