6月1日起，《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）正式实施，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场正规配资平台官网，彻底终结了延续多年的固定上网电价模式。
这场被称作“新能源成人礼”的政策转向，瞬间重构了整个行业的收益模型。曾经清晰稳定的投资回报变得扑朔迷离——部分新能源富集地区在用电低谷期出现“负电价”，沿海绿电交易价格持续低迷部分项目内部收益率从12%骤降至6%，跌破企业投资生死线。
面对汹涌的市场化浪潮，光伏行业如何破局？
据电力交易中心，甘肃2024年风电、光伏发电小时数分别为1595小时、1213小时；省内交易均价分布为388.48元/兆瓦时、239.22元/兆瓦时，光伏交易均价较脱硫燃煤标杆电价下降22%；新疆2024年光伏成交电量203.12亿千瓦时，均价174.74元/兆瓦时，较脱硫燃煤标杆电价下降30%。项目收益预期被彻底颠覆。
此外，分布式光伏还有另一座大山—“430大限”。《分布式光伏发电开发建设理办法》规定：一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式；大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，不允许上网。
这意味着未在5月1日前并网的项目将面临并网模式和收益模型重构。
政策压力不仅体现在项目运营端，更提前触发了市场的剧烈波动。国金证券分析，在分布式及新能源全面入市政策影响下，2025上半年行业经历了抢装带来的阶段性需求提升与快速退坡，产业链中下游价格随之波动。
更令人忧心的是，抢装潮过后，市场需求急剧萎缩。根据SMM数据，5月前三周光伏组件累计中标采购容量仅为0.34GW，创下2023年以来的三周累计中标最低水平。若按此趋势，全月采购量恐远低于行业正常水平（2024年光伏组件月均中标容量为24.41GW）及抢装期的水平（2025年一季度月均中标容量为18.24G）。
也就是说，2025年一季度的抢装出货，并没有带来好的成绩单，抢装带来的出货增量未能覆盖成本压力，行业亏损困境依旧。#光伏#
除了眼前的市场波动和经营压力，光伏行业还面临着更深层次、更长期的的结构性挑战：
电网的消纳能力仍是瓶颈。电、光伏固有的间歇性和波动性对电网构成巨大压力正规配资平台官网，“有电送不出、有网接不进”的困局在新能源富集区域日益凸显。当前电网的升级改造速度，远滞后于新能源装机的爆发式增长，成为制约规模进一步扩大的硬约束。电价波动风险加剧。电力市场化本身带来的电价不确定性，使得项目全生命周期的收益预测变得极其困难，显著抬高了投资风险，进一步削弱了投资吸引力。
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