136号文件落地：光伏行业告别“温室”，谁在笑？谁在哭？

2025年国家发改委发布的136号文件，正式宣告新能源行业“政策保护膜”的终结，将光伏产业推向完全市场化的竞争舞台。这场改革虽被喻为“断奶”，实则是行业迈向成熟的必经之路。今天一起聊聊136号文件对光伏行业的影响。（欢迎大家一起留言交流） 一、政策核心：电价市场化+差价结算机制136号文件的核心逻辑可概括为“两板斧”，需明确政策边界与执行细节：电价全面市场化所有光伏项目（除光热发电、已开展竞争性配置的海上风电项目外）上网电量必须进入电力市场交易，电价由供需决定，取消固定电价和保障性收购。 影响：午间光伏大发时段电价可能承压，例如山东、山西现货市场试点中，极端供需失衡时曾出现短暂负电价。晚高峰电价受需求响应机制影响，实际波动范围需结合区域电网负荷曲线分析。差价结算机制“双向调整”当市场电价低于省级价格主管部门通过市场化竞价确定的机制电价时，电网企业补足差价；若市场电价高于机制电价，电站需返还差价。例如，山东某光伏电站通过竞价锁定机制电价0.32元/度，在午间电价暴跌至0.05元/度时获得补差，但若电价升至0.35元/度，则需返还0.03元/度差价。关键细节：存量项目（2025年6月1日前投产）与增量项目（之后投产）的机制电量规模、电价及执行期限存在差异，增量项目需与地方非水电可再生能源消纳责任权重挂钩。 二、行业阵痛：五大现实挑战收益波动加剧，企业需精细化运营分布式光伏首当其冲。山西现货市场光伏电价曾跌至0.087元/度，较煤电基准价降幅超70%，但需说明此数据为极端情景下的短期波动。企业应对策略包括：正泰安能等头部企业加速布局储能和虚拟电厂，通过错峰放电提升收益；户用光伏可探索“自发自用+余电上网”模式，降低对市场电价的直接暴露。技术路线分化：跟踪支架价值凸显传统固定支架因发电曲线与电价峰谷错配（午间发电占60%，但电价低谷），收益受损。跟踪支架通过调整角度，将早、晚高峰发电量提升40%，综合收益增加15%-20%（需结合电价曲线动态计算）。 案例：中信博天际Ⅱ跟踪系统在大风环境下仍可稳定运行，单项目年收益提升超千万元。成本压力倒逼行业“瘦身”逆变器、支架等设备商从“卖硬件”转向“卖服务”。固德威推出“硬件+算法+运维”打包方案，通过AI优化发电策略，降低度电成本20%。行业洗牌：中小型企业因技术滞后、成本高企加速退出，2024年储能行业CR5（市场集中度）为58%（全球市场数据，中国市场集中度更低）。消纳难题未解，市场化需配套升级山东新能源装机渗透率达47%，但发电量占比仅13%，远低于德国47%的水平。 市场化交易虽能缓解弃光，但电网升级（如柔性输电技术）和储能配套仍是关键。绿证与市场化博弈，企业需权衡收益纳入差价结算机制的电量无法同时获得绿证收益，企业需在环境价值与电费收益间权衡。腾讯等大企业绿电采购因输电能力受限，合同履约率不足50%，需通过分布式发电就近消纳解决。 三、长期机遇：从“价格战”到“价值战”光储融合成标配储能从“可选”变为“必选”。江苏某超充站通过“光伏+储能”实现80%绿电自用，年省电费超百万。趋势：钠离子电池成本较磷酸铁锂电池低20%-30%（实验室数据，2025年规模化应用后），储能配套率或超80%，但需考虑循环寿命等性能指标。虚拟电厂激活分布式价值光伏与充电桩、可调负荷聚合，参与需求响应和辅助服务市场。浙江某园区通过调节空调负荷（调节容量10MW，电价峰谷差1.2元/度），单次响应收益达1.44万元。户用光伏仍是“潜力股”国内户用光伏渗透率仅12%（2024年底数据），可开发屋顶超8000万个，市场容量达1600GW。正泰安能通过绿证交易和售电服务，探索“光伏+乡村振兴”新路径。 四、普通人的机会与风险安装户用光伏还划算吗？短期电价波动可能影响回本周期（从6年延至8年，需考虑地区差异和储能配套），但长期看，绿电溢价和碳资产增值仍是红利。建议选择“光储一体化”方案，并签订长期购电协议（如与工商业用户直接交易）。投资光伏电站如何避坑？优先选择配有跟踪支架和储能的集中式电站，关注区域电价政策（如分时电价机制）和消纳能力，避免盲目追求低初始投资。分布式电站可通过聚合交易参与市场，风险对冲能力更强。 结语：阵痛之后，光伏仍是“朝阳”136号文件撕掉了行业的“温床”，却也打开了高质量发展的闸门。短期看，电价波动、成本压力让企业“如履薄冰”；长期看，技术迭代（如钙钛矿电池、智能运维）、市场扩容（如海外新兴市场）将孕育新巨头。正如业内人士所言：“光伏最强的能力就是应对变化。”在这场变革中，能活下来的，终将活得更好。 欢迎大家加入社区群来持续沟通学习~