【摘要】從136號文到1192號文，2025年是我國光伏產業從上網模式到消納模式根本性轉變的啟航之年。

山東、內蒙古等省份已快速響應，通過取消保障性電量、要求高比例自發自用等舉措，抑制單純上網、鼓勵就地消納。

在這一過程中，企業必須摒棄依賴上網電價保障的傳統思維，從單純設備制造轉向“源-網-荷-儲”系統集成的解決方案廠商。

能否快速適應消納模式、突破技術和地域壁壘，將決定企業在行業淘汰賽中的生存與發展。

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以下是正文：

01
兩份文件，推動行業消納模式

中國光伏產業發展的核心邏輯正經歷深刻變革，從依賴補貼的“上網模式”加速轉向市場驅動的“消納模式”。

這一趨勢通過兩項關鍵政策得以明確：今年2月發布的136號文（《深化新能源上網電價市場化改革》）及9月發布的1192號文（《完善價格機制促進新能源發電就近消納》）。

根據136號文安排，今年所有地區將啟動現貨市場試運行，明年絕大部分地區將轉入正式運行。現貨市場的價格實時波動特性，對出力不確定性高的新能源構成顯著風險，在風電、光伏大發時段，現貨價格可能大幅下跌，甚至出現負電價。而政策明確規定，現貨連續運行地區的新能源必須參加實時市場。這使得新能源企業無法回避現貨市場價格波動風險。

136號文落地過程中，各省響應迅速。光伏裝機量全國第一的山東省對新增工商業光伏項目，規定自發自用比例不低于50%，其余電量全部進入市場化交易，不再享受保障性收購。

新能源裝機和發電量全國第一的內蒙古執行更為徹底，增量項目完全不安排保障性電量，全部參與市場交易，成為全國首個新能源全面市場化的區域。這些落地政策明確傳達了鼓勵“消納”、抑制“上網”的政策姿態。

1192 號文則明確了新能源發電就近消納項目的價格機制，通過價格信號引導社會資本對就近消納項目的合理投資。今后，這些項目將定位于“生產型消費者”，在儲能配置、系統調控等方面自我完善，“自己發的電自己用，自己的安全防線自己建”。

再結合從2024年起，國家層面逐步收緊光伏項目審批，重點轉向支持分布式光伏及BIPV等高效消納場景，對傳統集中式光伏的支持減弱。這些政策合力指明，未來主戰場將從“遠送大電網+指標制”轉向“貼近負荷的場景化、就近消納”模式。

實際上，從“上網”到“消納”這一轉向背后是多重現實因素驅動。其一便是電網安全與公平成本分擔。光伏發電出力集中于白晝，波動性強，若過度依賴外送將增加公共電網的調頻和備用壓力。

此外，原有電價機制導致就近消納項目很少分攤電網通道建設成本，存在“搭便車”的不公平問題。1192號文要求按接入容量計費，體現“誰占用通道誰承擔”的原則，倒逼項目減少對公共電網的干擾。

更重要的是，我國新能源發電已經進入供過于求的狀態。截至2025年上半年，我國累計光伏裝機規模已突破1000GW，邁入太瓦時代。2025年上半年國內光伏新增裝機規模達212.21GW，同比增長107%。

體現在電價上，便是現貨價格甚至出現負電價的持續走低，像山東近日達成的光伏機制電價僅為0.225元/kWh，就證實了這一點。而這種機制電價的保障性政策僅僅是過渡性安排，最終將全面退出。

02
企業不應只見“樹木”

當前，不少開發企業仍固守“上網”思路，視過渡性保障政策為救命稻草，還沒意識到市場化才是終局。

多重政策疊加下，企業未來的生存邏輯非常清晰。要么具備通道與消納保障，參與上游大基地的低成本規模化外送；要么擁有儲能、柔性負荷、直連能力，在用戶側/園區側構建強消納能力。中間地帶的機會將日益減少。

具體而言，不同光伏類型的轉型路徑已然清晰。

集中式光伏要更多轉向“源網荷儲一體化”及“綠電直連”模式。特高壓工程（如“寧電入湘”）成為遠距離消納的重要支撐，持續推動沙戈荒基地的大規模開發。

工商業光伏未來將以“自發自用”為主，“余電上網”電量將全面市場化。對自用比例的限制將逐步淡化，盈利更依賴自身消納。

盡管戶用光伏的新增項目仍可納入保障性收購，但低保障電價促使開發模式回歸“自發自用”的本源，逐步摒棄此前“屋頂租賃、全額上網”的非常態模式。

總體而言，不論是集中式、工商業還是戶用光伏，都面臨從“上網模式”向“消納模式”的轉變，僅具體實施手段存在差異。

集中式光伏的消納主要通過特高壓、綠電直連和源網荷儲等途徑完成；工商業光伏的消納則側重于自發自用，并結合零碳園區、虛擬電廠等形式；至于戶用光伏，其消納方式更多體現為回歸家電屬性，實現電力的自發自用。

03
標準變革期，行業如何淘汰

就近消納模式的本質，是將發電、用電、儲能和接入作為整體設計，追求“本地消納、本地平衡”。從技術角度上講，想要實現高效消納依賴新興技術的支撐。

儲能技術能在新能源過剩時存電、不足時放電，在成本不斷下行的當下，將有效地解決時間錯配問題。且隨著儲能成本的持續降低，例如青海海南州“光伏+儲能”項目將棄光率從12%降至5%以下，家庭“光伏+家儲”可減少對電網依賴。無論是集中式光伏，還是工商業光伏，或是戶用光伏，通過匹配大型儲能、工商業儲能或戶用儲能，都可以通過平滑光伏發電與用電負荷之間的矛盾而產生價值，這些都已經是非常成熟的思路。

傳統電網是“單向輸電”的“剛性網絡”，消納模式則需要“柔性電網”。想要建設分布式電網，讓新能源電力先在本地消納，多余再并網，就需要升級電網“柔性控制能力”，通過“柔性直流輸電” 技術，減少新能源波動性對電網的沖擊。

數字化平臺支撐更是成為剛需。新型數字化平臺需要具備市場價格預測、發電能力預測、報價策略優化、風險評估等多重能力，這些功能單一依靠人工難以實現，必須借助先進算法和大數據分析。

虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體更是高度依賴數字化工具。它們需要協調大量分布式資源，在多個市場中進行博弈，沒有數字化平臺幾乎無法運作。

更大的挑戰其實在于公司業務轉型的速度能否快于行業淘汰的速度，在于公司能否克服理念、技術、地域的鴻溝率先轉向就近消納模式。

以前上網模式的改革本質還是供給側的降本增效，但轉入消納模式后，所有的設備公司都要做解決方案，要從項目設計到施工一起打包完成。這種調整對公司的能力要求很高，尤其是需要克服國內市場顯著的地域差異。

總體而言，我國光伏產業正在經歷從政策指令到市場驅動、從上網模式到消納模式的關鍵轉型。在這種不可逆轉的轉型下，光伏企業要盡快轉換思路，不能再指望政策價格兜底，推出整體的解決方案，盡快轉向消納模式，跑贏行業淘汰賽。

04尾聲

2025年被視為中國光伏產業從“上網”邁向“消納”的轉型元年。隨著兩項政策定下紅線，以及山東、內蒙古等省份取消保障性電量，政策導向已非常明確：光伏行業必須從追求裝機規模轉向提升消納效率。

過去評判項目看裝機規模和發電效率，如今消納能力成為衡量項目價值的新標尺。智慧能源生態體系成為業內最關鍵的策略，共享運維收益、電力交易收益、虛擬電廠都是聚合收益的策略，關鍵在于怎么整合戰略完成轉型。

未來，決定企業生存的將不再是單純的光伏制造能力，而是“源-網-荷-儲”系統集成能力與本地化消納方案的解決能力。隨著綠電直連政策和電力現貨市場全面鋪開，那些能快速構建能源管理系統、突破技術與地域壁壘的企業，將在這場行業淘汰賽中贏得主動權。

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