从“上网”到“消纳”：光伏行业不可逆转的变革之路

【摘要】从136号文到1192号文，2025年是我国光伏产业从上网模式到消纳模式根本性转变的启航之年。

山东、内蒙古等省份已快速响应，通过取消保障性电量、要求高比例自发自用等举措，抑制单纯上网、鼓励就地消纳。

在这一过程中，企业必须摒弃依赖上网电价保障的传统思维，从单纯设备制造转向“源-网-荷-储”系统集成的解决方案厂商。

能否快速适应消纳模式、突破技术和地域壁垒，将决定企业在行业淘汰赛中的生存与发展。

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以下是正文：

01
两份文件，推动行业消纳模式

中国光伏产业发展的核心逻辑正经历深刻变革，从依赖补贴的“上网模式”加速转向市场驱动的“消纳模式”。

这一趋势通过两项关键政策得以明确：今年2月发布的136号文（《深化新能源上网电价市场化改革》）及9月发布的1192号文（《完善价格机制促进新能源发电就近消纳》）。

根据136号文安排，今年所有地区将启动现货市场试运行，明年绝大部分地区将转入正式运行。现货市场的价格实时波动特性，对出力不确定性高的新能源构成显著风险，在风电、光伏大发时段，现货价格可能大幅下跌，甚至出现负电价。而政策明确规定，现货连续运行地区的新能源必须参加实时市场。这使得新能源企业无法回避现货市场价格波动风险。

136号文落地过程中，各省响应迅速。光伏装机量全国第一的山东省对新增工商业光伏项目，规定自发自用比例不低于50%，其余电量全部进入市场化交易，不再享受保障性收购。

新能源装机和发电量全国第一的内蒙古执行更为彻底，增量项目完全不安排保障性电量，全部参与市场交易，成为全国首个新能源全面市场化的区域。这些落地政策明确传达了鼓励“消纳”、抑制“上网”的政策姿态。

1192 号文则明确了新能源发电就近消纳项目的价格机制，通过价格信号引导社会资本对就近消纳项目的合理投资。今后，这些项目将定位于“生产型消费者”，在储能配置、系统调控等方面自我完善，“自己发的电自己用，自己的安全防线自己建”。

再结合从2024年起，国家层面逐步收紧光伏项目审批，重点转向支持分布式光伏及BIPV等高效消纳场景，对传统集中式光伏的支持减弱。这些政策合力指明，未来主战场将从“远送大电网+指标制”转向“贴近负荷的场景化、就近消纳”模式。

实际上，从“上网”到“消纳”这一转向背后是多重现实因素驱动。其一便是电网安全与公平成本分担。光伏发电出力集中于白昼，波动性强，若过度依赖外送将增加公共电网的调频和备用压力。

此外，原有电价机制导致就近消纳项目很少分摊电网通道建设成本，存在“搭便车”的不公平问题。1192号文要求按接入容量计费，体现“谁占用通道谁承担”的原则，倒逼项目减少对公共电网的干扰。

更重要的是，我国新能源发电已经进入供过于求的状态。截至2025年上半年，我国累计光伏装机规模已突破1000GW，迈入太瓦时代。2025年上半年国内光伏新增装机规模达212.21GW，同比增长107%。

体现在电价上，便是现货价格甚至出现负电价的持续走低，像山东近日达成的光伏机制电价仅为0.225元/kWh，就证实了这一点。而这种机制电价的保障性政策仅仅是过渡性安排，最终将全面退出。

02
企业不应只见“树木”

当前，不少开发企业仍固守“上网”思路，视过渡性保障政策为救命稻草，还没意识到市场化才是终局。

多重政策叠加下，企业未来的生存逻辑非常清晰。要么具备通道与消纳保障，参与上游大基地的低成本规模化外送；要么拥有储能、柔性负荷、直连能力，在用户侧/园区侧构建强消纳能力。中间地带的机会将日益减少。

具体而言，不同光伏类型的转型路径已然清晰。

集中式光伏要更多转向“源网荷储一体化”及“绿电直连”模式。特高压工程（如“宁电入湘”）成为远距离消纳的重要支撑，持续推动沙戈荒基地的大规模开发。

工商业光伏未来将以“自发自用”为主，“余电上网”电量将全面市场化。对自用比例的限制将逐步淡化，盈利更依赖自身消纳。

尽管户用光伏的新增项目仍可纳入保障性收购，但低保障电价促使开发模式回归“自发自用”的本源，逐步摒弃此前“屋顶租赁、全额上网”的非常态模式。

总体而言，不论是集中式、工商业还是户用光伏，都面临从“上网模式”向“消纳模式”的转变，仅具体实施手段存在差异。

集中式光伏的消纳主要通过特高压、绿电直连和源网荷储等途径完成；工商业光伏的消纳则侧重于自发自用，并结合零碳园区、虚拟电厂等形式；至于户用光伏，其消纳方式更多体现为回归家电属性，实现电力的自发自用。

03
标准变革期，行业如何淘汰

就近消纳模式的本质，是将发电、用电、储能和接入作为整体设计，追求“本地消纳、本地平衡”。从技术角度上讲，想要实现高效消纳依赖新兴技术的支撑。

储能技术能在新能源过剩时存电、不足时放电，在成本不断下行的当下，将有效地解决时间错配问题。且随着储能成本的持续降低，例如青海海南州“光伏+储能”项目将弃光率从12%降至5%以下，家庭“光伏+家储”可减少对电网依赖。无论是集中式光伏，还是工商业光伏，或是户用光伏，通过匹配大型储能、工商业储能或户用储能，都可以通过平滑光伏发电与用电负荷之间的矛盾而产生价值，这些都已经是非常成熟的思路。

传统电网是“单向输电”的“刚性网络”，消纳模式则需要“柔性电网”。想要建设分布式电网，让新能源电力先在本地消纳，多余再并网，就需要升级电网“柔性控制能力”，通过“柔性直流输电” 技术，减少新能源波动性对电网的冲击。

数字化平台支撑更是成为刚需。新型数字化平台需要具备市场价格预测、发电能力预测、报价策略优化、风险评估等多重能力，这些功能单一依靠人工难以实现，必须借助先进算法和大数据分析。

虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体更是高度依赖数字化工具。它们需要协调大量分布式资源，在多个市场中进行博弈，没有数字化平台几乎无法运作。

更大的挑战其实在于公司业务转型的速度能否快于行业淘汰的速度，在于公司能否克服理念、技术、地域的鸿沟率先转向就近消纳模式。

以前上网模式的改革本质还是供给侧的降本增效，但转入消纳模式后，所有的设备公司都要做解决方案，要从项目设计到施工一起打包完成。这种调整对公司的能力要求很高，尤其是需要克服国内市场显著的地域差异。

总体而言，我国光伏产业正在经历从政策指令到市场驱动、从上网模式到消纳模式的关键转型。在这种不可逆转的转型下，光伏企业要尽快转换思路，不能再指望政策价格兜底，推出整体的解决方案，尽快转向消纳模式，跑赢行业淘汰赛。

04尾声

2025年被视为中国光伏产业从“上网”迈向“消纳”的转型元年。随着两项政策定下红线，以及山东、内蒙古等省份取消保障性电量，政策导向已非常明确：光伏行业必须从追求装机规模转向提升消纳效率。

过去评判项目看装机规模和发电效率，如今消纳能力成为衡量项目价值的新标尺。智慧能源生态体系成为业内最关键的策略，共享运维收益、电力交易收益、虚拟电厂都是聚合收益的策略，关键在于怎么整合战略完成转型。

未来，决定企业生存的将不再是单纯的光伏制造能力，而是“源-网-荷-储”系统集成能力与本地化消纳方案的解决能力。随着绿电直连政策和电力现货市场全面铺开，那些能快速构建能源管理系统、突破技术与地域壁垒的企业，将在这场行业淘汰赛中赢得主动权。

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