Coa conclusión do 31 de maio, baixo a dirección das políticas, o mercado fotovoltaico distribuído entrou nun novo ciclo de desenvolvemento.
A día de hoxe, entre as 17 medidas provinciais de xestión fotovoltaica distribuída que foron emitidas ou están en borrador para comentarios públicos, 11 provincias esixen que a proporción de autoconsumo por parte de usuarios industriais e comerciais xerais sexa do 50 % ao 90 %, mentres que só 6 provincias aínda non fixeron tal requisito.
Segundo o contexto do Documento nº 136, mesmo para proxectos que permitan a conexión total á rede, os prezos da electricidade terán unha tendencia cada vez maior á baixa.
No seguinte paso, no mercado fotovoltaico distribuído, o consumo converteuse nun factor clave para a implementación de proxectos. Os recursos tradicionais de cubertas e canles están a cambiar gradualmente cara a un modelo de desenvolvemento centrado no consumo de carga, e os ingresos necesitan urxentemente máis valor engadido para reflectirse.
O aumento bidireccional do consumo e dos prezos da electricidade
A cancelación da conexión total á rede para a enerxía fotovoltaica comercial e industrial nas novas medidas de xestión fotovoltaica distribuída ten como obxectivo promover o retorno da enerxía fotovoltaica distribuída ao principio de desenvolvemento do consumo local. Xunto coa entrada total de enerxía fotovoltaica no mercado promovida polo Documento nº 136, isto significa que o consumo non só é o núcleo da implementación do proxecto, senón tamén un factor clave no nivel de ingresos do proxecto.
A xulgar pola situación recente das licitacións de proxectos fotovoltaicos distribuídos, case non hai licitacións para proxectos fotovoltaicos domésticos, mentres que todos os proxectos fotovoltaicos comerciais e industriais se levan a cabo en modo de autoxeración e autoconsumo máis o excedente de enerxía alimentado á rede, e a proporción de autoconsumo está case na súa totalidade por riba do 50 %. Os prezos da electricidade divídense en dous modelos de liquidación. Un é o prezo fixo da electricidade EMC, que oscila entre os 0,25 e os 0,5 yuans por kWh. O outro é o prezo medio ponderado da electricidade do prezo da electricidade no momento do uso cun desconto.
En comparación co prezo medio de liquidación da enerxía fotovoltaica no mercado eléctrico, as empresas fotovoltaicas observaron a partir de institucións de comercialización de enerxía de terceiros que o prezo medio de transacción da enerxía fotovoltaica en varias provincias en 2024 situarase basicamente dentro do rango de 0,2 a 0,4 yuans por kWh, mentres que o prezo da electricidade fotovoltaica seguirá baixando en 2025.
Por exemplo, no mercado occidental de Mongolia Interior, o prezo medio spot da enerxía fotovoltaica en 2024 foi de 0,289 yuans/kWh. Non obstante, segundo a información divulgada en maio de 2025, o prezo medio spot de liquidación da enerxía fotovoltaica en abril foi de 0,16 yuans/kWh. Ademais, Jiangsu e Guangdong, como provincias importantes en enerxía fotovoltaica distribuída, tamén experimentaron unha tendencia á baixa nos seus niveis de prezos da electricidade en 2025. Por exemplo, o prezo da electricidade por contrato a medio e longo prazo na provincia de Jiangsu caeu de 0,395 yuans/kWh en abril a 0,31 yuans/kWh en xuño.
Cómpre salientar que, debido á súa natureza pequena e dispersa, a xeración distribuída de enerxía fotovoltaica non ten unha capacidade suficiente para participar nas transaccións do mercado eléctrico e é máis probable que acepte pasivamente o prezo medio do mercado eléctrico. Isto significa que é probable que o seu prezo de liquidación da electricidade sexa inferior ao dos dous modelos de liquidación do prezo da electricidade mencionados anteriormente.
Polo tanto, detrás das novas políticas sobre fotovoltaica distribuída e a nova política de entrada total de electricidade no mercado, un maior consumo ata certo punto significa prezos de base da electricidade máis altos. Quen domine máis recursos de consumo terá máis espazo para a selección de proxectos. A fotovoltaica distribuída tamén marcou o comezo dunha era na que o consumo é o rei, e algúns promotores de fotovoltaica distribuída xa están a cambiar activamente as súas estratexias de desenvolvemento.
Innovación de modelos detrás da competencia por recursos
De feito, o crecemento do mercado fotovoltaico distribuído á súa escala actual é inseparable do impulso dos investidores que están detrás dos promotores. Non obstante, a incerteza sobre a rendibilidade provocada polas novas políticas levou á contracción dos investidores. Os promotores fotovoltaicos comezaron a innovar os seus modelos para reducir custos ou aumentar o valor engadido e, a continuación, introducir investidores con diferentes preferencias de risco para que se adapten de forma proactiva.
Mentres tanto, a redución de custos non técnicos, como as taxas de recursos e as taxas de alugueiro de tellados, baixo a orientación política, pode garantir a implementación continua dos proxectos. Non obstante, isto pode levar á perda de representantes de vendas. Como equilibrar o crecemento do mercado e o control de custos é un novo desafío para as empresas fotovoltaicas distribuídas.
Data de publicación: 02-07-2025