2024年，中國新能源電力市場迎來政策與價格的雙重調(diào)整。

隨著國家能源局“136號文件”落地，光伏電價從“保量保價”轉(zhuǎn)向市場化交易，各省結(jié)算價格分化明顯。

本文梳理12省市光伏交易價格數(shù)據(jù)，結(jié)合分布式光伏發(fā)展現(xiàn)狀，解析未來投資機(jī)遇與挑戰(zhàn)。

一、政策驅(qū)動：市場化改革重塑電價體系

2024年6月，國家發(fā)改委明確新能源電價市場化改革節(jié)點（即“531節(jié)點”），2025年6月后新項目需全面參與電力市場交易。

這一政策直接推動2024年上半年搶裝潮，并加速各省電價機(jī)制調(diào)整。

政策核心：電價從“固定補(bǔ)貼”轉(zhuǎn)向“市場競價”，分布式光伏需通過“自發(fā)自用+余電上網(wǎng)”模式平衡收益。

區(qū)域差異：西北、華北等新能源大省因消納壓力大，電價普遍偏低；東部經(jīng)濟(jì)強(qiáng)省因綠電需求旺盛，交易溢價顯著。

政策創(chuàng)新體現(xiàn)在兩大維度：

電價機(jī)制突破：12省市試點“自發(fā)自用+余電上網(wǎng)”與“全額上網(wǎng)”雙軌制。例如陜西對分布式光伏執(zhí)行0.34元/kWh的結(jié)算均價，而山東則通過“分時電價”實現(xiàn)午間光伏高價結(jié)算，峰值可達(dá)0.43元/kWh。

消納模式升級：冀北地區(qū)首創(chuàng)“月清月結(jié)”機(jī)制，將光伏電量與月度負(fù)荷精準(zhǔn)匹配，避免棄光損失；青海則通過跨省交易將富余電力輸送至江蘇、浙江等高需求省份，實現(xiàn)跨區(qū)域資源優(yōu)化。

二、價格圖譜：12省市交易均價深度拆解

根據(jù)2024年電力交易數(shù)據(jù)，分布式光伏結(jié)算均價呈現(xiàn)顯著地域差異，西北地區(qū)依托資源優(yōu)勢形成價格洼地，東部則因高消納需求推升溢價空間（“西低東高”）。

1、價格差異背后的邏輯

西北低價區(qū)：新疆、甘肅等地依托廣袤戈壁資源，光伏裝機(jī)占比超50%，規(guī)模化攤薄度電成本。

東部高價帶：如山東通過“現(xiàn)貨市場+中長期合約”組合定價，午間光伏出力高峰時段電價較基準(zhǔn)上浮40%。

2024年全國光伏交易價格呈現(xiàn)"東西價差超120%"的極端分化，最低0.19元/kWh（新疆），最高0.43元/kWh（天津）。

2、區(qū)域價格地圖：三階分化格局

價格洼地（0.19~0.23元/度）：新疆、甘肅等西北省份。

風(fēng)光資源過剩但外送受限，現(xiàn)貨市場頻現(xiàn)"地板價"；

中位震蕩（0.25~0.31元/度）：山西、吉林等省。

受現(xiàn)貨波動和調(diào)峰需求影響，午間谷段價格常跌破0.2元/度；

價值高地（0.38~0.43元/度）：遼寧、冀北、浙江等東部負(fù)荷中心。

綠電溢價疊加隔墻售電，屋頂光伏溢價超50%。

3、具體分布如下：

1.西北地區(qū)：資源豐富，電價洼地

新疆（最低）：光伏結(jié)算均價0.19元/kWh，全年交易電量231.09億千瓦時，價格同比下降15.56元/兆瓦時。

寧夏：均價0.213元/kWh，綠電交易均價0.267元/kWh，新能源消納規(guī)模居全國前列。

青海：均價0.22元/kWh，綠電交易占比提升至32.68億千瓦時，跨省外送電價達(dá)0.283元/kWh。

2.東北地區(qū)：消納改善，價格企穩(wěn)

黑龍江：光伏交易均價0.308元/kWh，綠電交易溢價突出，均價達(dá)0.431元/kWh。

遼寧：均價0.403元/kWh，分布式項目因工商業(yè)需求旺盛，價格高于集中式電站。

3.華北地區(qū)：政策試點，價格分層

山西：均價0.20元/kWh，現(xiàn)貨市場峰谷價差顯著，午間低價時段拉低整體收益。

山東：均價0.346元/kWh，綠電交易溢價穩(wěn)定，環(huán)境權(quán)益價值約0.022元/kWh。

天津（最高）：均價0.417元/kWh，綠電交易規(guī)模69.91億千瓦時，凸顯經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)溢價能力。

4.其他重點區(qū)域

內(nèi)蒙古：結(jié)算電價0.31元/kWh，綠電交易規(guī)模757億千瓦時，全國第一。

陜西：均價0.344元/kWh，分布式項目因峰谷電價機(jī)制，夏季收益最高。

三、價格圖譜：分布式光伏的四大突圍機(jī)會

1、地理套利：從"西電東送"到"東電自用"

西北荒漠電站受制于跨省通道利用率不足65%，而東部1平方公里工商業(yè)屋頂?shù)陌l(fā)電價值，相當(dāng)于西部10平方公里地面電站。

建議策略：

負(fù)荷中心優(yōu)先：瞄準(zhǔn)浙江、江蘇等用電缺口超30%的省份，利用分布式"自發(fā)自用+余電上網(wǎng)"模式；

避開外送依賴區(qū)：新疆、甘肅項目需配套儲能或氫能轉(zhuǎn)化，規(guī)避外送波動風(fēng)險。

2、政策紅利：綠證+隔墻售電雙輪驅(qū)動

2025年起新建項目強(qiáng)制配套綠證，溢價空間預(yù)計擴(kuò)大至0.05~0.12元/度。

創(chuàng)新模式：

隔墻售電：浙江工業(yè)園區(qū)分布式光伏直供協(xié)議，溢價達(dá)0.12元/度；

綠色金融：廣東允許光伏發(fā)電憑證質(zhì)押融資，提升項目IRR約2-3個百分點。

3、技術(shù)賦能：儲能與組件效率革命

TOPCon組件：在山東現(xiàn)貨市場獲得0.05元/度的效率溢價；

臺區(qū)儲能：紹興試點配電網(wǎng)級儲能，光伏就地消納率提升至99%，峰谷套利增收18%。

4、市場機(jī)制：從"固定電價"到"動態(tài)博弈"

山西現(xiàn)貨市場光伏午間價格常跌破0.2元/度，而浙江晚高峰沖至0.68元/度。

應(yīng)對策略：

參與輔助服務(wù)：山東、山西試點爬坡輔助服務(wù)交易，調(diào)節(jié)收益可達(dá)電費收入15%；

期貨對沖：關(guān)注廣州光伏發(fā)電量期貨，鎖定遠(yuǎn)期價格波動。