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政策劃界：新老項目收益邏輯裂變
國家發改委 "136 號文" 以 2025 年 6 月 1 日為界，將光伏項目分為兩類：
存量項目（6 月 1 日前并網）：通過 "機制電價 + 差價結算" 實現平穩過渡。例如，若機制電價 0.3 元 / 度，市場均價 0.25 元 / 度時電網補差價，反之需返還差額。這一 "高補低退" 機制為行業保留 3 年緩沖期，但過渡期后將逐步退出保護。
增量項目（6 月 1 日后投產）：全面參與市場化競價。山東首批項目機制電價上限 0.35 元 / 度、下限 0.25 元 / 度，較燃煤基準價低 11.4%-36.7%，倒逼企業提升成本控制與交易策略能力。
分布式光伏：搶裝潮與收益懸崖
政策沖擊下，分布式光伏呈現兩極分化：
搶裝加速：為鎖定全額上網政策，2025 年 1-2 月分布式新增裝機 18.6GW，占光伏總增量 47%。山東、河南等地出現 "整縣推進" 加速現象，部分項目 "邊建邊并網"。
收益縮水：以 "自發自用余電上網" 模式為例，工商業峰谷電價差若從 0.8 元 / 度縮至 0.5 元 / 度，收益率下降 20%-30%。山東現貨市場 2024 年 11 月光伏均價僅 0.11 元 / 度，部分時段跌破 0.05 元 / 度，余電上網可能虧損。
技術與交易：破局的雙引擎
行業洗牌中兩類企業將突圍：
技術先鋒：N 型 TOPCon 組件效率突破 25.9%，配合智能運維系統，發電小時數提升 10%-15%。天合光能 210 尺寸組件在青海 500MW 大基地項目中，年發電量較 P 型組件多 120 萬千瓦時。
交易高手：通過 "中長期合約 + 現貨套利" 策略對沖風險。某頭部企業測算，若將 30% 電量鎖定 0.3 元 / 度合約，70% 參與現貨交易，綜合收益可達 0.265 元 / 度，較全現貨交易提升 6%。
三大懸念：政策與市場的終極博弈
機制電價如何定？ 各省細則未明，若上限過低可能導致新項目收益率跌破 8% 盈虧線。山東、河南等地已試點分階段入市，但具體競價規則仍待明確。
儲能配套是否強制？ 政策雖禁止 "儲能并網前置"，但安徽等地變相要求電網側獨立儲能配套，推高項目成本。用戶側儲能暫未納入支持范圍。
綠證與電價協同？ 納入機制的電量不可重復獲得綠證收益。2025 年 4 月綠證價格預期為 4.58 元 / 個（集中式項目），若跌破 20 元 / 兆瓦時，企業環境溢價將縮水。
變革倒計時：三個月重塑行業生態
隨著 2025 年 6 月 1 日 "大限" 臨近，光伏企業需在三個月內完成從 "政策依賴" 到 "市場生存" 的轉型。技術迭代與交易策略雙輪驅動者將搶占先機，而依賴傳統模式的企業可能面臨淘汰。這場重構不僅是電價機制的變革，更是整個行業生態的重塑 —— 從 "旱澇保收" 的政策紅利，到 "量價博弈" 的市場深海，光伏行業正站在歷史性轉折的十字路口。

【入市有風險，投資需謹慎，不做決策依據，僅供市場參考！】