Med avslutningen av 31. mai, under veiledning av retningslinjer, har markedet for distribuert solcellepanel gått inn i en helt ny utviklingssyklus.
Per nå krever 11 provinser, blant de 17 provinsielle tiltakene for distribuert solcelleanlegg som er vedtatt eller er i utkast til offentlig høring, at andelen egenbruk av generelle industrielle og kommersielle brukere skal være 50 % til 90 %, mens bare 6 provinser ennå ikke har stilt et slikt krav.
Med bakgrunn i dokument nr. 136 vil strømprisene oppleve en stadig synkende trend, selv for prosjekter som tillater full nettilknytning.
I neste steg, i markedet for distribuert solcelleanlegg, har forbruk blitt en nøkkelfaktor for prosjektgjennomføring. Tradisjonelle tak- og kanalressurser skifter gradvis mot en utviklingsmodell sentrert rundt lastforbruk, og inntektene trenger et presserende behov for mer merverdi for å gjenspeiles.
Den toveis økningen i forbruk og strømpriser
Opphevingen av den fulle nettforbindelsen for kommersiell og industriell solcellekraft i de nye tiltakene for distribuert solcellekraftforvaltning har som mål å fremme tilbakeføringen av distribuert solcellekraft til utviklingsprinsippet for lokalt forbruk. Kombinert med at full solcellekraft kommer inn på markedet, slik det fremmes av dokument nr. 136, betyr dette at forbruk ikke bare er kjernen i prosjektgjennomføringen, men også en nøkkelfaktor i prosjektets inntektsnivå.
Ut fra den nylige anbudssituasjonen for distribuerte solcelleprosjekter, er det nesten ingen anbud for husholdningssolcelleprosjekter, mens alle kommersielle og industrielle solcelleprosjekter utføres i modusen egenproduksjon og egetforbruk pluss overskuddskraft som mates til nettet, og andelen egetforbruk er nesten over 50 %. Strømprisene er delt inn i to avregningsmodeller. Den ene er EMC-fast strømpris, som varierer fra 0,25 til 0,5 yuan per kWh. Den andre er den vektede gjennomsnittlige strømprisen av strømprisen på forbrukstidspunktet med rabatt.
Sammenlignet med den gjennomsnittlige oppgjørsprisen for solcellekraft i strømmarkedet, har solcelleselskaper observert fra tredjeparts krafthandelsinstitusjoner at den gjennomsnittlige transaksjonsprisen for solcellekraft i ulike provinser i 2024 i utgangspunktet vil falle innenfor området 0,2 til 0,4 yuan per kWh, mens prisen på solcellekraft vil fortsette å synke i 2025.
For eksempel, i markedet i Indre Mongolia Vest, var den gjennomsnittlige spotprisen for solcellekraft i 2024 0,289 yuan/kWh. I følge informasjonen som ble offentliggjort i mai 2025, var imidlertid den gjennomsnittlige spotprisen for solcellekraft i april 0,16 yuan/kWh. I tillegg opplevde Jiangsu og Guangdong, som store provinser innen distribuert solcellekraft, også en nedadgående trend i strømprisnivåene sine i 2025. For eksempel falt den mellomlange og langsiktige kontraktsprisen på strøm i Jiangsu-provinsen fra 0,395 yuan/kWh i april til 0,31 yuan/kWh i juni.
Det bør understrekes at distribuert solcellekraftproduksjon, på grunn av sin lille og spredte natur, har utilstrekkelig evne til å delta i kraftmarkedstransaksjoner og er mer sannsynlig til å passivt akseptere gjennomsnittsprisen i kraftmarkedet. Dette betyr at avregningsprisen for strøm sannsynligvis vil være lavere enn de to avregningsmodellene for strøm som er nevnt ovenfor.
Derfor, bak den nye politikken for distribuert solcellepanel og den nye politikken for full adgang til elektrisitetsmarkedet, betyr høyere forbruk til en viss grad høyere basispriser for strøm. Den som mestrer flere forbruksressurser, vil ha mer rom for prosjektvalg. Distribuert solcellepanel har også innledet en tid der forbruk er konge, og noen utviklere av distribuert solcellepanel endrer allerede aktivt sine utviklingsstrategier.
Modellinnovasjon bak ressurskonkurranse
Faktisk er veksten i markedet for distribuert solcellepanel til dagens skala uatskillelig fra drivkraften til investorene bak utviklerne. Usikkerheten rundt avkastning som følge av den nye politikken har imidlertid ført til en tilbakegang av investorer. Utviklere av solcellepaneler har begynt å innovere modellene sine for å redusere kostnader eller øke merverdien, og deretter introdusere investorer med ulike risikopreferanser for å proaktivt tilpasse seg.
Samtidig kan reduksjonen av ikke-tekniske kostnader som ressursavgifter og takleieavgifter under policyveiledning sikre kontinuerlig gjennomføring av prosjekter. Dette kan imidlertid føre til tap av selgere. Hvordan balansere markedsvekst og kostnadskontroll er en ny utfordring for distribuerte solcelleanleggsbedrifter.
Publisert: 02.07.2025