政策分界：存量与增量项目收益模式

2025年2月9日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》规定：2025年6月1日起投产的新能源存量项目：全部进入电力市场交易，通过竞价形成电价，“保底电价+优先消纳”终止。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目每年可自主决定参与差价结算机制的电量比例，但该比例不得超过上一年度水平。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。该政策既避免存量项目因市场化冲击引发收益断崖式下跌，又通过技术升级的激励措施推动存量资产提质增效，最终实现新能源行业从政策驱动向市场驱动的平稳过渡。

2025年1月17日发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》规定：2025年5月1日前并网的工商业分布式光伏项目可继续执行原有政策，包括全额上网模式、享受较高补贴电价；2025年5月1日后并网的工商业分布式光伏项目仅允许选择自发自用或余电上网模式。

这会改变电站的收益模式，存量电站全额上网且短期内有固定电价；而新电站自发自用或余电上网，电价由市场决定，波动更大。

存量电站若维持全额上网模式，以大代小可提高收益和长期竞争力：

政策明确新能源上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。即使存量项目暂时保留部分保障性电量，长期来看需逐步提高市场化比例，不能无限期维持固定标杆电价结算。

市场化交易下，光伏电价波动性远高于标杆电价。例如，午间光伏大发时段可能面临电价低谷，而晚高峰依赖储能或煤电补充时电价较高。  以山东为例，2023年现货市场试运行中，光伏午间电价最低降至0.1元/千瓦时，而晚高峰电价可达0.8元/千瓦时，日内价差超过700%。 

若继续沿用低效组件并维持全额上网模式，其收益将面临双重挤压：

一方面，低效组件导致发电量不足，在市场化交易比例持续扩大的背景下，午间光伏大发时段电价可能跌至低谷（如山东现货市场曾出现0.1元/千瓦时的极端低价）；

另一方面，随着电网消纳规则向市场化倾斜，全额上网模式下的固定电价优势消失，电站需在电力现货市场中与高效项目竞争，导致低价时段余电被迫抛售（如午间电价仅为0.3-0.4元/度），由于电价波动性变大，可能会高价外购工商业用电（0.6-1元/度），形成"低卖高买"的剪刀差，最终使收益随市场化进程加速衰减。

通过“以大代小”技改，存量电站可提高收益和长期竞争力：

若技术改造不突破原项目并网时间节点，例如仅进行高效组件替换、逆变器升级或容量小幅提升（增幅≤30%备案规模），则项目仍归属于存量类别。

这类项目可继续适用原有电价政策框架，包括保障性收购、固定电价及补贴机制，在固定收益模式下，发电效率的提升将直接转化为收益增量。

相较于受市场化电价波动影响的新电站，其短期内收益稳定性显著占优；长期而言，通过以大代小实现的发电效率跃升，可使存量项目在生命周期内维持与新项目相当的竞争力。

存量电站若改为余电上网模式，以大代小可提高整体收益：

若沿用低效组件，存量电站面临双重风险：

发电不足时段：自用比例低，需高价外购工商业用电（一般0.6-1元/度）；

发电过剩时段：余电被迫在午间低价时段上网（一般0.3-0.4元/度），收益大幅缩水。

通过“以大代小”技改，存量电站可重构收益结构：

自用比例提升：发电量覆盖更多自用需求，减少高价外购电；

余电比例压缩：上网电量占比降低，规避午间低价抛售。

度电收益倍增：自用电价价值是余电上网的2-3倍，技改后总收益不降反升。以10MW工商业电站为例：

技改前：年发电1200万度，自用60%（720万度），余电40%（480万度），年收益=720万度×0.8元（自用电价）+480万度×0.35元（余电电价）= 744万元。

技改后：组件效率提升20%，年发电1440万度，自用80%（1152万度），余电20%（288万度），年收益=1152万度×0.8元 +288万度×0.35元= 1022.4万元，收益增幅37%。