作者胡海明

新能源上网电价进入市场化竞争阶段。2025年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》，明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织；竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限；竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

推进重点企业提升绿电消费比例。2023年8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力，打造绿色电力企业、绿色电力园区、绿色电力城市。2025年3月，国家发展改革委等部门印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。发挥政府部门、事业单位、国有企业引领作用，稳步提升绿色电力消费水平。鼓励行业龙头企业、跨国公司及其产业链企业、外向型企业打造绿色产业链供应链，逐年提高绿色电力消费比例，协同推进企业绿色转型。建设一批高比例消费绿色电力的绿电建筑、绿电社区。推广绿色充电桩，支持新能源汽车充绿电。

通过新能源直连增加企业绿电供给。2024年11月，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，支持新型经营主体创新发展，支持具备条件的工业企业、工业园区等开展智能微电网建设，提高新能源就地消纳水平。探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制。新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证，另有规定除外。鼓励新型经营主体平等参与电力市场，新型经营主体参与市场与其他经营主体享有平等的市场地位，并按有关规定公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关费用，缴纳输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加等。

明确机制电价与绿证收益、绿证与中国核证自愿减排量不得重复获得。2024年8月，国家能源局印发《关于可再生能源绿色电力证书核发和交易规则的通知》，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量，不足核发1个绿证的当月电量结转至次月；绿证有效期2年，时间自电量生产自然月（含）起计算；对2024年1月1日（不含）之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至2025年底。对风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对。绿证既可单独交易；也可随可再生能源电量一同交易，并在交易合同中单独约定绿证数量、价格及交割时间等条款。2024年8月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅印发《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》，设立两年过渡期。过渡期内，深远海海上风电、光热发电项目有关企业，可自主选择核发交易绿证或申请中国核证自愿减排量（CCER）；光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。自2024年10月1日起生效，有效期2年。2025年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》，强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

绿电成交电量稳步提升但成交均价明显下滑。以江苏省电力市场年度交易结果为例，2025年江苏年度绿电成交电量为48.78亿千瓦时，同比增长54%，总体呈现上升态势；2025年江苏年度绿电交易均价为424.85元/兆瓦时，同比下降8.5%，总体呈现下滑态势，在新能源上网电价市场化改革背景下，预计江苏年度绿电交易均价将下滑至400元/兆瓦时以下，新能源项目投资风险越来越大。

可再生能源绿证价格呈现下滑态势。复旦碳价指数显示，2024年与2025年生产的集中式、分布式、生物质发电项目绿证价格总体呈现下滑态势，绿证收益越来越低。

全国碳排放配额与中国核证自愿减排量价格呈现上升态势。复旦碳价指数显示，2025年5月全国碳排放配额（CEA）的买入价格预期为78.37元/吨，卖出价格预期为82.66元/吨，中间价为80.52元/吨，全国碳排放配额（CEA）价格总体呈现上升态势，但2025年略有回落。2025年5月全国碳市场履约使用中国核证自愿减排量（CCER）的买入价格预期为85.73元/吨，卖出价格预期为98.85元/吨，中间价为92.29元/吨，全国碳市场履约使用中国核证自愿减排量（CCER）价格总体呈现上升态势，2025年1-3月有所下滑后，4-5月逐步回升；碳排放配额与中国核证自愿减排量收益增长较难抵消绿电价格下滑。

推动可再生能源与各行业融合发展，促进绿色低碳发展。2024年10月，国家发展改革委等部门印发《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，明确推动工业、交通、建筑、农业、林业等与可再生能源跨行业融合，推进光伏治沙、光伏廊道和海洋牧场等深层次立体化发展，形成深度融合、持续替代的创新替代发展局面。2025年1月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确统筹考虑分布式光伏发电发展需要，推动分布式光伏发电在建筑、交通、工业等领域实现多场景融合开发应用。2023年12月，国家林业和草原局印发《支持光伏发电产业发展规范使用草原有关工作》，明确开展光伏项目生态适应性评价，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠及沙化退化盐碱化草原布局光伏发电项目。新建、扩建光伏发电项目禁止使用基本草原；光伏发电项目使用草原鼓励采用“草光互补”模式。2024年12月，广东省惠州市能源和重点项目局印发《惠州市推进分布式光伏高质量发展实施方案》，新建公共机构建筑应安装太阳能系统，机关、医院、学校、科研单位、监狱、体育场、图书馆、美术馆等新建建筑，以及新建的污水处理厂、停车场等，同步设计建设光伏发电系统，力争新建公共机构屋顶光伏覆盖率到2025年达到50%、2030年达到80%。2025年1月，根据《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）、《国家发展改革委 国家能源局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）最新要求，农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目归于集中式光伏电站管理；2025年5月1日后将不再允许存量农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目并网。

推动交通运输与能源融合发展，高质量消纳成为发展趋势。2025年1月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式；一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式；在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场；涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。2025年3月，交通运输部、国家发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、国家能源局、国家铁路局、中国民用航空局、国家邮政局、国家电网有限公司、南方电网有限责任公司联合印发《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》，明确到2027年交通运输行业电能占行业终端用能的比例达到10%。交通基础设施沿线非化石能源发电装机容量不低于500万千瓦，就近就地消纳比例稳步增加。加强交通基础设施清洁能源开发要素保障，强化用地、用海等资源保障，在符合国土空间规划及生态环境保护要求的前提下，鼓励利用交通基础设施周边未利用地和存量用地开发清洁能源。加强交通与能源基础设施一体化设计，推动交通与能源基础设施共享共用通道、管廊、杆塔等资源。推动各地优化完善清洁能源年度开发方案，在规划目标、项目入库、并网接入等方面给予交通基础设施清洁能源开发项目支持。创新交通基础设施清洁能源开发管理模式，在交通基础设施工程项目可行性研究中，根据项目实际增加清洁能源开发利用专章；鼓励交通与清洁能源基础设施同步开发、同步招商；对同一投资主体依托同一交通基础设施建设的清洁能源开发项目，相关项目核准（备案）主管机关可以依法统一办理核准（备案）手续；新改扩建交通基础设施清洁能源开发利用项目，可在主体工程建设中同步办理涉路施工许可。安全有序发展铁路基础设施清洁能源，充分利用候车楼、货场、站房、铁路沿线等资源，综合考虑光环境影响和安全影响，对符合条件的既有站点进行光伏改造，建设光伏屋顶、光伏车棚；新建大型铁路场站屋顶预留安装光伏发电所需的基础条件，鼓励站场应用清洁能源。全面推进公路基础设施清洁能源开发利用，按照依法依规、宜建尽建原则，在确保安全的前提下，充分利用高速公路等公路沿线服务区、收费站、养护工区、监控中心，以及原省界收费站用地、边坡、隧道出入口、隔离带、互通立交、匝道圈中的土地建设清洁能源开发利用项目；积极推广柔性输配电、智慧调控、构网型储能、浅层地热利用等新技术，支持公路沿线规划建设源网荷储充一体化项目；在公路沿线、城市周边区域、分拨中心等建设充（换）电站、加气站、加氢站；推动公路沿线服务设施开展新能源汽车绿电就地直充，提升新能源汽车绿电消费比例。因地制宜推进港口航道清洁能源综合利用，结合港口码头、航道运河既有条件，在确保港口作业、船舶通航等安全前提下，依托港池、仓库、防波堤等，因地制宜推广海洋能、光伏、风电等新能源就地开发利用；依托港口设施布局建设船舶充（换）电站、加注站。加快推动枢纽场站清洁能源开发利用，统筹考虑货运枢纽、货运堆场、客运站、公交停车场等智慧化转型升级，以及冷链运输、车辆充（换）电等用能需求，科学利用厂房屋顶、枢纽场站内土地等资源开发分布式新能源，鼓励交通枢纽场站供冷供热使用地热能、空气能等可再生能源，合理配置新型储能、柔性制氢资源。

推动“高速+光伏”融合发展，“光储充”一体化成为发展趋势。2024年11月，广东省人民政府关于印发《广东省2024—2025年节能降碳行动方案》，推进低碳交通基础设施建设，鼓励高速公路服务区、港区、码头等交通运输场站安装光伏发电系统，因地制宜构建综合交通枢纽“分布式光伏+储能+微电网”的交通能源系统，新建码头、物流枢纽实现光伏“能装尽装”，推进中开高速火炬（原火炬东）零碳智慧服务区试点项目建设。2025年4月，云南省人民政府办公厅印发《云南省推动高速公路融合发展若干政策措施（试行）》，明确盘活土地资源，高速公路经营单位合理利用沿线存量房产、土地资源进行光伏发电、物流仓储、文旅产业开发的，除依法应当办理变更手续外，相关土地用途、权利类型备案后5年过渡期内保持不变，期满后按政策要求办理相关手续；支持“高速＋光伏”。支持高速公路经营单位牵头编制“高速＋光伏”建设规划，报省发展改革委、省能源局、省交通运输厅按程序审定后印发实施；在符合国土空间规划等土地用途管控要求前提下，充分利用服务区、停车区等沿线设施建筑物屋顶，统筹利用道路红线内边坡、隔离带、立交区等路域空间，以及道路红线两侧200米范围内低效存量土地，建设光伏发电设施，因地制宜采取集中式或分布式光伏政策推进，由属地政府分段备案，依法应当审批的应履行审批手续；项目场址外配套电力送出工程不满足接入需求的，由项目业主代建，并网发电之日后，经双方协商同意，由电网企业按相关规定进行回购。2024年4月，财政部、工信部、交通运输部联合印发《关于开展县域充换电设施补短板试点工作的通知》，明确2024-2026年，按照“规划先行、场景牵引、科学有序、因地制宜”的原则，开展“百县千站万桩”试点工程，加强重点村镇新能源汽车充换电设施规划建设；分布式光伏覆盖较好的农村地区，可结合实际建设光伏发电、储能、充换电一体化的充电基础设施；中央财政对经三部门同意备案且完成任务目标的试点县给予奖励资金支持，每个试点县示范期为3年；奖励标准根据每年度试点县充换电设施功率利用率达标情况设置，共分为三个档次；示范期内，每年均达到最高目标的试点县最多可获得4500万元。2024年12月，上海市人民政府办公厅印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025-2030年）》，明确聚焦工业园区、数据中心、通信基站、光储充一体化充电站、制氢加氢一体站、商业综合体、轨道交通和重要用户定制化服务等一批应用场景，建设功能多样、经济性好、安全灵活的新型储能设施。2024年9月，内蒙古自治区能源局发布《关于支持“光储充”一体化项目建设的七条政策措施》，明确重点围绕高速公路、普通国省干线、公路服务区（停车区）等应用场景，支持集中式充（换）电场站建设分布式光伏，配置适当比例的储能，形成“光储充”绿色充电一体化系统。

光伏行业竞争愈发激烈，光伏企业破产成为常态。2024年，光伏行业遭遇了前所未有的“寒冬”，产业链上下游企业持续亏损，隆基绿能、通威股份、晶澳科技、天合光能、东方日升、双良节能、大全能源、弘元绿能、亿晶科技等上市公司均出现亏损，有18家光伏企业因市场需求萎缩、价格暴跌、产能过剩、技术迭代、资金链断裂等原因破产倒闭。大型光伏基地工程中标单价越来越低，如灵绍直流配套灵武200万千瓦复合光伏基地项目EPC工程，2024年7月三个标段中标单价分别为1.8547元/瓦、2.2元/瓦、1.7908元/瓦，2024年11月三个标段中标单价分别为1.6299元/瓦、1.6115元/瓦、1.56元/瓦，2025年2月三个标段中标单价分别为1.5705元/瓦、1.5414元/瓦、1.5408元/瓦，中标单价持续走低。光伏行业竞争愈发激烈，在新能源电价市场化改革且高质量消纳的背景下，“十五五”期间，光伏企业破产重组将成为常态，光伏施工单价还会继续降低，盈利越来越难。

光伏发电利用率持续下滑，弃光率不断提升。2025年1-3月，全国光伏发电利用率为93.8%，同比下降2.2个百分点；2024年全国光伏发电利用率为96.8%，同比下降1.2个百分点，全国光伏发电利用率持续下滑，弃光率不断上升。2024年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，明确科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%；2025年1-3月，西藏、河北、蒙西、陕西、甘肃、青海光伏发电利用率均低于90%，已达到新能源消纳红线。

全国光伏新增装机容量持续攀升，但装机增速下滑。2024年，全国光伏新增装机2.78亿千瓦，同比增长28%，增速下降120个百分点；其中集中式光伏1.59亿千瓦，分布式光伏1.18亿千瓦。受新能源上网电价市场化改革与光伏发电利用率下滑的双重影响，预计2025年光伏新增装机增速将会下滑到10%，新增装机容量超过3亿千瓦，按2.5元/W投资成本测算，2025年光伏投资额超过7500亿元。

分布式光伏新增装机容量占比回升，集中式光伏占比回落。2025年1-3月，全国光伏新增装机5971万千瓦，其中集中式光伏新增装机2341万千瓦，分布式光伏新增装机3631千瓦，占比61.02%，分布式光伏新增装机占比明显回升，受交通能源融合发展政策影响，预计2025年分布式光伏新增装机占比将超过55%，分布式光伏新增装机将超过集中式光伏。

“五大六小”发电集团光伏新增装机量较高，但占比有所下滑。2023年底“五大六小”发电集团光伏累计装机量24840万千瓦，同比增长60%；光伏新增装机量9340万千瓦，占全国新增装机容量的43.06%，同比下降6个百分点，光伏新增装机量占比有所下滑。其中国家能投新增装机量与占比最高，分别为1911万千瓦、8.81%；国家能投、国投电力、华润电力新增装机增速均超过50%，预计2025年“五大六小”发电集团光伏新增装机量超过13000万千瓦。另中国电建、中国能建2024年光伏新增装机量分别为404万千瓦、277万千瓦，同比分别增长52%、45%，预计2025年中国电建、中国能建光伏新增装机量分别为470万千瓦、350万千瓦。

三、光伏市场拓展策略研究

在光伏电力消纳难、上网电价市场化、“内卷式”竞争的背景下，建筑企业应加强新能源政策研究，谨慎投资传统光伏电站项目，发展“绿电直供”“隔墙售电”模式，提升电力运营能力，确保新能源发电项目投资收益；积极布局“光伏+”新赛道，提升降本增效能力，努力拓展光伏EPC总承包项目。

通过“低成本、高品质”策略拓展传统光伏项目。建筑企业应聚焦“五大六小”发电集团、中国电建、中国能建等重点客户，研究其装机规划与投资计划，获取重点项目信息，与重点客户建立合作关系。建筑企业应研究光伏项目降本增效措施，培育光伏EPC项目管理能力。与光伏组件制造商联合开展科研创新，降低光伏组件成本，提升光伏组件性能；推进光伏发电项目设计、施工优化，从联合体承包向独立承包EPC项目转型，以“低成本、高品质”策略拓展重点客户光伏EPC总承包项目。

通过“提供系统解决方案”拓展“光伏+”项目。建筑企业应抓住“光伏+”市场机会，重点把握“光伏+数据中心”（腾讯、阿里、华为、百度、移动、联通、电信、万国数据、世纪互联、科华数据、奥飞数据等企业）、“光伏+公共建筑”（机关、医院、学校、科研单位、监狱、体育场、图书馆、美术馆等）、“光伏+重点行业”（钢铁、有色、建材、石化、化工等重点行业企业）、“光伏+高速公路”（山东高速、深高速、浙江交投、江苏交投、蜀道投资等政府交投企业）、“光伏+储能+充换电”（产业园区、工业园区、高速服务区、公交场站、综合交通枢纽等）建设发展新机遇，获取新型客户投资计划，研究“光伏+”项目政策、运作模式与实施方式，整合产业链上下游优质资源，为新型客户提供系统解决方案，拓展“光伏+”EPC总承包项目。

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