作者胡海明

新能源上網電價進入市場化競爭階段。2025年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》，明確新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。2025年6月1日以前投產的新能源存量項目，按現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價。2025年6月1日起投產的新能源增量項目，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織；競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限；競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。

推進重點企業提升綠電消費比例。2023年8月，國家發展改革委、財政部、國家能源局印發《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，鼓勵跨國公司及其產業鏈企業、外向型企業、行業龍頭企業購買綠證、使用綠電，發揮示范帶動作用。推動中央企業、地方國有企業、機關和事業單位發揮先行帶頭作用，穩步提升綠電消費比例。強化高耗能企業綠電消費責任，按要求提升綠電消費水平。支持重點企業、園區、城市等高比例消費綠色電力，打造綠色電力企業、綠色電力園區、綠色電力城市。2025年3月，國家發展改革委等部門印發《關于促進可再生能源綠色電力證書市場高質量發展的意見》，加快提升鋼鐵、有色、建材、石化、化工等行業企業和數據中心，以及其他重點用能單位和行業的綠色電力消費比例，到2030年原則上不低于全國可再生能源電力總量消納責任權重平均水平；國家樞紐節點新建數據中心綠色電力消費比例在80%基礎上進一步提升。在有條件的地區分類分檔打造一批高比例消費綠色電力的綠電工廠、綠電園區等，鼓勵其實現100%綠色電力消費。發揮政府部門、事業單位、國有企業引領作用，穩步提升綠色電力消費水平。鼓勵行業龍頭企業、跨國公司及其產業鏈企業、外向型企業打造綠色產業鏈供應鏈，逐年提高綠色電力消費比例，協同推進企業綠色轉型。建設一批高比例消費綠色電力的綠電建筑、綠電社區。推廣綠色充電樁，支持新能源汽車充綠電。

通過新能源直連增加企業綠電供給。2024年11月，國家能源局印發《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》，支持新型經營主體創新發展，支持具備條件的工業企業、工業園區等開展智能微電網建設，提高新能源就地消納水平。探索建立通過新能源直連增加企業綠電供給的機制。新型經營主體原則上可豁免申領電力業務許可證，另有規定除外。鼓勵新型經營主體平等參與電力市場，新型經營主體參與市場與其他經營主體享有平等的市場地位，并按有關規定公平承擔偏差結算和不平衡資金分攤等相關費用，繳納輸配電價、系統運行費用和政府性基金及附加等。

明確機制電價與綠證收益、綠證與中國核證自愿減排量不得重復獲得。2024年8月，國家能源局印發《關于可再生能源綠色電力證書核發和交易規則的通知》，綠證是我國可再生能源電量環境屬性的唯一證明，是認定可再生能源電力生產、消費的唯一憑證。1個綠證單位對應1000千瓦時可再生能源電量，不足核發1個綠證的當月電量結轉至次月；綠證有效期2年，時間自電量生產自然月（含）起計算；對2024年1月1日（不含）之前的可再生能源發電項目電量，對應綠證有效期延至2025年底。對風電（含分散式風電和海上風電）、太陽能發電（含分布式光伏發電和光熱發電）、生物質發電、地熱能發電、海洋能發電等可再生能源發電項目上網電量，以及2023年1月1日（含）以后新投產的完全市場化常規水電項目上網電量，核發可交易綠證。綠證核發原則上以電網企業、電力交易機構提供的數據為基礎，與發電企業或項目業主提供數據相核對。綠證既可單獨交易；也可隨可再生能源電量一同交易，并在交易合同中單獨約定綠證數量、價格及交割時間等條款。2024年8月，國家能源局綜合司、生態環境部辦公廳印發《關于做好可再生能源綠色電力證書與自愿減排市場銜接工作的通知》，設立兩年過渡期。過渡期內，深遠海海上風電、光熱發電項目有關企業，可自主選擇核發交易綠證或申請中國核證自愿減排量（CCER）；光伏、其他風電項目暫不新納入自愿減排市場。對于深遠海海上風電、光熱發電項目，擬選擇參加綠證交易的，相應電量不得申請CCER；擬申請CCER的，在完成自愿減排項目審定和登記后，由國家能源局資質中心“凍結”計入期內未交易綠證；在完成減排量核查和登記后，由國家能源局資質中心注銷減排量對應的未交易綠證，并向社會公開信息。自2024年10月1日起生效，有效期2年。2025年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》，強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。

綠電成交電量穩步提升但成交均價明顯下滑。以江蘇省電力市場年度交易結果為例，2025年江蘇年度綠電成交電量為48.78億千瓦時，同比增長54%，總體呈現上升態勢；2025年江蘇年度綠電交易均價為424.85元/兆瓦時，同比下降8.5%，總體呈現下滑態勢，在新能源上網電價市場化改革背景下，預計江蘇年度綠電交易均價將下滑至400元/兆瓦時以下，新能源項目投資風險越來越大。

可再生能源綠證價格呈現下滑態勢。復旦碳價指數顯示，2024年與2025年生產的集中式、分布式、生物質發電項目綠證價格總體呈現下滑態勢，綠證收益越來越低。

全國碳排放配額與中國核證自愿減排量價格呈現上升態勢。復旦碳價指數顯示，2025年5月全國碳排放配額（CEA）的買入價格預期為78.37元/噸，賣出價格預期為82.66元/噸，中間價為80.52元/噸，全國碳排放配額（CEA）價格總體呈現上升態勢，但2025年略有回落。2025年5月全國碳市場履約使用中國核證自愿減排量（CCER）的買入價格預期為85.73元/噸，賣出價格預期為98.85元/噸，中間價為92.29元/噸，全國碳市場履約使用中國核證自愿減排量（CCER）價格總體呈現上升態勢，2025年1-3月有所下滑后，4-5月逐步回升；碳排放配額與中國核證自愿減排量收益增長較難抵消綠電價格下滑。

推動可再生能源與各行業融合發展，促進綠色低碳發展。2024年10月，國家發展改革委等部門印發《關于大力實施可再生能源替代行動的指導意見》，明確推動工業、交通、建筑、農業、林業等與可再生能源跨行業融合，推進光伏治沙、光伏廊道和海洋牧場等深層次立體化發展，形成深度融合、持續替代的創新替代發展局面。2025年1月，國家能源局印發《分布式光伏發電開發建設管理辦法》，明確統籌考慮分布式光伏發電發展需要，推動分布式光伏發電在建筑、交通、工業等領域實現多場景融合開發應用。2023年12月，國家林業和草原局印發《支持光伏發電產業發展規范使用草原有關工作》，明確開展光伏項目生態適應性評價，鼓勵在沙漠、戈壁、荒漠及沙化退化鹽堿化草原布局光伏發電項目。新建、擴建光伏發電項目禁止使用基本草原；光伏發電項目使用草原鼓勵采用“草光互補”模式。2024年12月，廣東省惠州市能源和重點項目局印發《惠州市推進分布式光伏高質量發展實施方案》，新建公共機構建筑應安裝太陽能系統，機關、醫院、學校、科研單位、監獄、體育場、圖書館、美術館等新建建筑，以及新建的污水處理廠、停車場等，同步設計建設光伏發電系統，力爭新建公共機構屋頂光伏覆蓋率到2025年達到50%、2030年達到80%。2025年1月，根據《分布式光伏發電開發建設管理辦法》（國能發新能規〔2025〕7號）、《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）最新要求，農光互補、漁光互補以及小型地面電站光伏發電項目歸于集中式光伏電站管理；2025年5月1日后將不再允許存量農光互補、漁光互補以及小型地面電站光伏發電項目并網。

推動交通運輸與能源融合發展，高質量消納成為發展趨勢。2025年1月，國家能源局印發《分布式光伏發電開發建設管理辦法》，明確自然人戶用、非自然人戶用分布式光伏可選擇全額上網、全部自發自用或者自發自用余電上網模式；一般工商業分布式光伏可選擇全部自發自用或者自發自用余電上網模式；大型工商業分布式光伏原則上選擇全部自發自用模式；在電力現貨市場連續運行地區，大型工商業分布式光伏可采用自發自用余電上網模式參與現貨市場；涉及自發自用的，用戶和分布式光伏發電項目應位于同一用地紅線范圍內。2025年3月，交通運輸部、國家發展改革委、工業和信息化部、自然資源部、國家能源局、國家鐵路局、中國民用航空局、國家郵政局、國家電網有限公司、南方電網有限責任公司聯合印發《關于推動交通運輸與能源融合發展的指導意見》，明確到2027年交通運輸行業電能占行業終端用能的比例達到10%。交通基礎設施沿線非化石能源發電裝機容量不低于500萬千瓦，就近就地消納比例穩步增加。加強交通基礎設施清潔能源開發要素保障，強化用地、用海等資源保障，在符合國土空間規劃及生態環境保護要求的前提下，鼓勵利用交通基礎設施周邊未利用地和存量用地開發清潔能源。加強交通與能源基礎設施一體化設計，推動交通與能源基礎設施共享共用通道、管廊、桿塔等資源。推動各地優化完善清潔能源年度開發方案，在規劃目標、項目入庫、并網接入等方面給予交通基礎設施清潔能源開發項目支持。創新交通基礎設施清潔能源開發管理模式，在交通基礎設施工程項目可行性研究中，根據項目實際增加清潔能源開發利用專章；鼓勵交通與清潔能源基礎設施同步開發、同步招商；對同一投資主體依托同一交通基礎設施建設的清潔能源開發項目，相關項目核準（備案）主管機關可以依法統一辦理核準（備案）手續；新改擴建交通基礎設施清潔能源開發利用項目，可在主體工程建設中同步辦理涉路施工許可。安全有序發展鐵路基礎設施清潔能源，充分利用候車樓、貨場、站房、鐵路沿線等資源，綜合考慮光環境影響和安全影響，對符合條件的既有站點進行光伏改造，建設光伏屋頂、光伏車棚；新建大型鐵路場站屋頂預留安裝光伏發電所需的基礎條件，鼓勵站場應用清潔能源。全面推進公路基礎設施清潔能源開發利用，按照依法依規、宜建盡建原則，在確保安全的前提下，充分利用高速公路等公路沿線服務區、收費站、養護工區、監控中心，以及原省界收費站用地、邊坡、隧道出入口、隔離帶、互通立交、匝道圈中的土地建設清潔能源開發利用項目；積極推廣柔性輸配電、智慧調控、構網型儲能、淺層地熱利用等新技術，支持公路沿線規劃建設源網荷儲充一體化項目；在公路沿線、城市周邊區域、分撥中心等建設充（換）電站、加氣站、加氫站；推動公路沿線服務設施開展新能源汽車綠電就地直充，提升新能源汽車綠電消費比例。因地制宜推進港口航道清潔能源綜合利用，結合港口碼頭、航道運河既有條件，在確保港口作業、船舶通航等安全前提下，依托港池、倉庫、防波堤等，因地制宜推廣海洋能、光伏、風電等新能源就地開發利用；依托港口設施布局建設船舶充（換）電站、加注站。加快推動樞紐場站清潔能源開發利用，統籌考慮貨運樞紐、貨運堆場、客運站、公交停車場等智慧化轉型升級，以及冷鏈運輸、車輛充（換）電等用能需求，科學利用廠房屋頂、樞紐場站內土地等資源開發分布式新能源，鼓勵交通樞紐場站供冷供熱使用地熱能、空氣能等可再生能源，合理配置新型儲能、柔性制氫資源。

推動“高速+光伏”融合發展，“光儲充”一體化成為發展趨勢。2024年11月，廣東省人民政府關于印發《廣東省2024—2025年節能降碳行動方案》，推進低碳交通基礎設施建設，鼓勵高速公路服務區、港區、碼頭等交通運輸場站安裝光伏發電系統，因地制宜構建綜合交通樞紐“分布式光伏+儲能+微電網”的交通能源系統，新建碼頭、物流樞紐實現光伏“能裝盡裝”，推進中開高速火炬（原火炬東）零碳智慧服務區試點項目建設。2025年4月，云南省人民政府辦公廳印發《云南省推動高速公路融合發展若干政策措施（試行）》，明確盤活土地資源，高速公路經營單位合理利用沿線存量房產、土地資源進行光伏發電、物流倉儲、文旅產業開發的，除依法應當辦理變更手續外，相關土地用途、權利類型備案后5年過渡期內保持不變，期滿后按政策要求辦理相關手續；支持“高速＋光伏”。支持高速公路經營單位牽頭編制“高速＋光伏”建設規劃，報省發展改革委、省能源局、省交通運輸廳按程序審定后印發實施；在符合國土空間規劃等土地用途管控要求前提下，充分利用服務區、停車區等沿線設施建筑物屋頂，統籌利用道路紅線內邊坡、隔離帶、立交區等路域空間，以及道路紅線兩側200米范圍內低效存量土地，建設光伏發電設施，因地制宜采取集中式或分布式光伏政策推進，由屬地政府分段備案，依法應當審批的應履行審批手續；項目場址外配套電力送出工程不滿足接入需求的，由項目業主代建，并網發電之日后，經雙方協商同意，由電網企業按相關規定進行回購。2024年4月，財政部、工信部、交通運輸部聯合印發《關于開展縣域充換電設施補短板試點工作的通知》，明確2024-2026年，按照“規劃先行、場景牽引、科學有序、因地制宜”的原則，開展“百縣千站萬樁”試點工程，加強重點村鎮新能源汽車充換電設施規劃建設；分布式光伏覆蓋較好的農村地區，可結合實際建設光伏發電、儲能、充換電一體化的充電基礎設施；中央財政對經三部門同意備案且完成任務目標的試點縣給予獎勵資金支持，每個試點縣示范期為3年；獎勵標準根據每年度試點縣充換電設施功率利用率達標情況設置，共分為三個檔次；示范期內，每年均達到最高目標的試點縣最多可獲得4500萬元。2024年12月，上海市人民政府辦公廳印發《上海市新型儲能示范引領創新發展工作方案（2025-2030年）》，明確聚焦工業園區、數據中心、通信基站、光儲充一體化充電站、制氫加氫一體站、商業綜合體、軌道交通和重要用戶定制化服務等一批應用場景，建設功能多樣、經濟性好、安全靈活的新型儲能設施。2024年9月，內蒙古自治區能源局發布《關于支持“光儲充”一體化項目建設的七條政策措施》，明確重點圍繞高速公路、普通國省干線、公路服務區（停車區）等應用場景，支持集中式充（換）電場站建設分布式光伏，配置適當比例的儲能，形成“光儲充”綠色充電一體化系統。

光伏行業競爭愈發激烈，光伏企業破產成為常態。2024年，光伏行業遭遇了前所未有的“寒冬”，產業鏈上下游企業持續虧損，隆基綠能、通威股份、晶澳科技、天合光能、東方日升、雙良節能、大全能源、弘元綠能、億晶科技等上市公司均出現虧損，有18家光伏企業因市場需求萎縮、價格暴跌、產能過剩、技術迭代、資金鏈斷裂等原因破產倒閉。大型光伏基地工程中標單價越來越低，如靈紹直流配套靈武200萬千瓦復合光伏基地項目EPC工程，2024年7月三個標段中標單價分別為1.8547元/瓦、2.2元/瓦、1.7908元/瓦，2024年11月三個標段中標單價分別為1.6299元/瓦、1.6115元/瓦、1.56元/瓦，2025年2月三個標段中標單價分別為1.5705元/瓦、1.5414元/瓦、1.5408元/瓦，中標單價持續走低。光伏行業競爭愈發激烈，在新能源電價市場化改革且高質量消納的背景下，“十五五”期間，光伏企業破產重組將成為常態，光伏施工單價還會繼續降低，盈利越來越難。

光伏發電利用率持續下滑，棄光率不斷提升。2025年1-3月，全國光伏發電利用率為93.8%，同比下降2.2個百分點；2024年全國光伏發電利用率為96.8%，同比下降1.2個百分點，全國光伏發電利用率持續下滑，棄光率不斷上升。2024年5月，國務院印發《2024—2025年節能降碳行動方案》，明確科學合理確定新能源發展規模，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%；2025年1-3月，西藏、河北、蒙西、陜西、甘肅、青海光伏發電利用率均低于90%，已達到新能源消納紅線。

全國光伏新增裝機容量持續攀升，但裝機增速下滑。2024年，全國光伏新增裝機2.78億千瓦，同比增長28%，增速下降120個百分點；其中集中式光伏1.59億千瓦，分布式光伏1.18億千瓦。受新能源上網電價市場化改革與光伏發電利用率下滑的雙重影響，預計2025年光伏新增裝機增速將會下滑到10%，新增裝機容量超過3億千瓦，按2.5元/W投資成本測算，2025年光伏投資額超過7500億元。

分布式光伏新增裝機容量占比回升，集中式光伏占比回落。2025年1-3月，全國光伏新增裝機5971萬千瓦，其中集中式光伏新增裝機2341萬千瓦，分布式光伏新增裝機3631千瓦，占比61.02%，分布式光伏新增裝機占比明顯回升，受交通能源融合發展政策影響，預計2025年分布式光伏新增裝機占比將超過55%，分布式光伏新增裝機將超過集中式光伏。

“五大六小”發電集團光伏新增裝機量較高，但占比有所下滑。2023年底“五大六小”發電集團光伏累計裝機量24840萬千瓦，同比增長60%；光伏新增裝機量9340萬千瓦，占全國新增裝機容量的43.06%，同比下降6個百分點，光伏新增裝機量占比有所下滑。其中國家能投新增裝機量與占比最高，分別為1911萬千瓦、8.81%；國家能投、國投電力、華潤電力新增裝機增速均超過50%，預計2025年“五大六小”發電集團光伏新增裝機量超過13000萬千瓦。另中國電建、中國能建2024年光伏新增裝機量分別為404萬千瓦、277萬千瓦，同比分別增長52%、45%，預計2025年中國電建、中國能建光伏新增裝機量分別為470萬千瓦、350萬千瓦。

三、光伏市場拓展策略研究

在光伏電力消納難、上網電價市場化、“內卷式”競爭的背景下，建筑企業應加強新能源政策研究，謹慎投資傳統光伏電站項目，發展“綠電直供”“隔墻售電”模式，提升電力運營能力，確保新能源發電項目投資收益；積極布局“光伏+”新賽道，提升降本增效能力，努力拓展光伏EPC總承包項目。

通過“低成本、高品質”策略拓展傳統光伏項目。建筑企業應聚焦“五大六小”發電集團、中國電建、中國能建等重點客戶，研究其裝機規劃與投資計劃，獲取重點項目信息，與重點客戶建立合作關系。建筑企業應研究光伏項目降本增效措施，培育光伏EPC項目管理能力。與光伏組件制造商聯合開展科研創新，降低光伏組件成本，提升光伏組件性能；推進光伏發電項目設計、施工優化，從聯合體承包向獨立承包EPC項目轉型，以“低成本、高品質”策略拓展重點客戶光伏EPC總承包項目。

通過“提供系統解決方案”拓展“光伏+”項目。建筑企業應抓住“光伏+”市場機會，重點把握“光伏+數據中心”（騰訊、阿里、華為、百度、移動、聯通、電信、萬國數據、世紀互聯、科華數據、奧飛數據等企業）、“光伏+公共建筑”（機關、醫院、學校、科研單位、監獄、體育場、圖書館、美術館等）、“光伏+重點行業”（鋼鐵、有色、建材、石化、化工等重點行業企業）、“光伏+高速公路”（山東高速、深高速、浙江交投、江蘇交投、蜀道投資等政府交投企業）、“光伏+儲能+充換電”（產業園區、工業園區、高速服務區、公交場站、綜合交通樞紐等）建設發展新機遇，獲取新型客戶投資計劃，研究“光伏+”項目政策、運作模式與實施方式，整合產業鏈上下游優質資源，為新型客戶提供系統解決方案，拓展“光伏+”EPC總承包項目。

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