政策落地与行业变革 - 山东、内蒙古、广东等省份已出台"136号文"配套政策，浙江、江苏等省区正在征求意见[1][3] - 政策将光伏发电收入结构从"保障性收购+市场交易"改为"机制电价+市场交易"，并大幅提前全面入市时间[3] - 新政对增量项目影响大于存量项目，增量项目面临量价双重不确定性[3][7] 存量项目现状 - 存量项目机制电价与燃煤基准电价挂钩（内蒙古0.3035元/千瓦时，山东0.3949元/千瓦时），保障基础收益[4] - 但市场交易电量不确定性高，2025年一季度新能源电站平均限电率达17%，西北地区达30-40%，新疆部分超50%[4] - 实际利用率随装机量增长大幅走低，收益稳定性受挑战[4] 增量项目挑战 - 机制电价上限低于存量项目，下限可能引发低价竞争[7] - 机制电量比例呈下降趋势（如广东不超90%），执行期限缩短至12年（广东）[6][7] - 市场化交易电量持续走低，量价动荡加剧[8] 分布式光伏新规 - 非自然人分布式光伏需缴纳政府性基金、系统备用费等，成本增加约0.2元/千瓦时[9][10] - 自发自用电量是否缴费存争议，但整体"搭便车"时代结束[10] - 系统备用费用反映调峰成本，进一步压缩收益空间[10] 政策约束与成本压力 - 机制电价资金来自系统运行费，受终端降电价压力制约（如浙江计划降工商业电价0.03元/千瓦时）[12][13] - 光伏系统成本攀升：需煤电调峰导致利用小时数下降，配电网建设成本高（建设成本与电价收益倒挂3:7）[15] - 政策扶持力度有限，过渡期资源分配存在不确定性[14] 行业长期前景 - 全面入市后光伏需适应"窄门"竞争，最终将推动新型能源体系转型[16] - 尽管短期阵痛明显，但通过市场化考验后将确立光伏主力能源地位[16]