“雙碳”戰略下，兼具經濟、社會與民生等多重效益的戶用光伏可謂歷經了狂飆模式，2020~2023年，戶用光伏新增裝機占比連續超越20%，與另外兩大細分市場工商業、集中式形成三分天下之勢。

眼下，新能源項目入市的全面變革下，作為穩定項目合理預期的關鍵舉措，機制電價競價正在各省推進。而此時山東再次率先“求變”：自2027年起非自然人戶用分布式光伏項目不再納入機制電價競價范圍，這又將在市場引起何種波瀾呢?

敲響警鐘

光伏裝機大省、戶用光伏第一大省，非山東莫屬。國家能源局數據顯示，截至今年9月底，山東光伏累計裝機達到9172.8萬千瓦，連續7年多位居全國第一，其中分布式光伏裝機5978萬千瓦，戶用光伏占據“半壁江山”，高居全國首位。

“盡管山東屬于用電大省，但包括光伏在內，龐大的電源裝機遠超負荷，而光伏集中出力又極大加劇了電網調峰壓力，從而直接促使從政策端引導新能源結構調整。”山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌直言。

事實上，從山東首批新能源機制電價競配便可早見端倪，在94.67億千瓦時的機制電量中，光伏僅有12.94億千瓦時，并且2025年6月18日(含)以后投產的一般工商業光伏、2025年6月1日(含)以后投產的大型工商業分布式光伏等項目，除自發自用電量以外的上網電量全部參與電力市場交易，均不納入機制電價執行范圍。

此次進一步“揮刀”非自然人戶用分布式光伏項目，張曉斌認為，核心還在于大批量資本介入的非自然人戶用項目，偏離了分布式光伏就近消納的初衷，這在光伏產業向高質量躍升的背景下必然是改革的重點之一。

不過，在張曉斌看來，無論是近幾年消納矛盾下各地政府對于戶用光伏的收緊，抑或當下機制電價競價出清結果，市場對于政策轉變應該是有一定預期的，山東政策落地更是向資方敲響了謹慎投資的警鐘，“因為山東是第一個，但絕不會是唯一一個。”

回歸電力本質

另外，不容忽視的是，作為促進新能源行業平穩健康發展的機制電價制度，本就是過渡性政策，未來直面的終將是全國統一電力市場。而全面市場化下，也加速光伏項目回歸電力本質屬性，以出力匹配價格曲線為核心，倒逼企業進一步降本增效、商業模式轉型。

因此，對于當下既定政策，張曉斌也建議，與其避開山東市場，不如充分利用山東這塊“試驗田”，探索更多可行的市場化商業模式，如光儲融合、混網光儲系統、虛擬電廠等。

“每一次政策調整均伴隨著行業洗牌，有優勝劣汰，當然也有企業應運而生，提高行業門檻是大勢所趨。”張曉斌表示，“優勢在于分布式光伏并不缺乏危機歷練，而且系統價格低位也為模式創新提供了必要條件。”

值得重視的是，近期令分布式光伏大為苦惱但工商業儲能卻借勢而起的分時電價政策也迎來變局。國家發改委、國家能源局《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》明確，各地要做好峰谷分時電價政策與市場交易電價的銜接，原則上直接參與市場用戶不再執行政府規定的分時電價。陜西電力交易中心《關于2026年陜西電力市場交易相關重要事項的提示》也已敲定，2026年市場化用戶(批發用戶、零售用戶，下同)分時價格不再執行峰谷浮動政策。

對此，張曉斌指出，主要還在于政策性的峰谷分時電價存在一定的局限性，如連續陰雨天氣時，午時光伏出力減少，此時既定的低谷、深谷電價就難以靈活匹配市場變化，未來電源側、負荷側均處于市場之下，此時更需要更為靈敏的市場預判以及電價政策。

取消分時電價，也不意味著電價歸一，而是整個電力市場供需完全由市場來決定、市場形成價格，這也將倒逼儲能回歸調節性資源屬性，商業模式徹底重構。跳脫簡單的峰谷套利，負荷預測、運營補償、交易風控等，未來門檻抬升的儲能盈利或許更為豐厚。