Tras la finalización del 31 de mayo, y bajo la guía de las políticas implementadas, el mercado de la energía fotovoltaica distribuida ha entrado en un nuevo ciclo de desarrollo.
Hasta la fecha, de las 17 medidas provinciales de gestión de energía fotovoltaica distribuida que se han publicado o están en fase de borrador para consulta pública, 11 provincias exigen que la proporción de autoconsumo por parte de usuarios industriales y comerciales generales sea del 50 % al 90 %, mientras que solo 6 provincias aún no han establecido dicho requisito.
En el contexto del Documento N.º 136, incluso para los proyectos que permiten la conexión total a la red, los precios de la electricidad experimentarán una tendencia cada vez más a la baja.
En la siguiente etapa, en el mercado de la energía fotovoltaica distribuida, el consumo se ha convertido en un factor clave para la implementación de proyectos. Los recursos tradicionales de instalación en tejados y canales de distribución están evolucionando gradualmente hacia un modelo de desarrollo centrado en el consumo de carga, y es urgente que los ingresos generen un mayor valor añadido.
El aumento bidireccional del consumo y de los precios de la electricidad.
La cancelación de la conexión total a la red para la energía fotovoltaica comercial e industrial en las nuevas medidas de gestión de la energía fotovoltaica distribuida busca promover el retorno de la energía fotovoltaica distribuida al principio de desarrollo del consumo local. Junto con la entrada al mercado de la energía fotovoltaica total promovida por el Documento N.° 136, esto significa que el consumo no solo es el núcleo de la implementación del proyecto, sino también un factor clave en su nivel de ingresos.
A juzgar por la situación reciente de las licitaciones de proyectos fotovoltaicos distribuidos, prácticamente no hay licitaciones para proyectos fotovoltaicos residenciales, mientras que todos los proyectos fotovoltaicos comerciales e industriales se llevan a cabo en el modo de autogeneración y autoconsumo más el excedente de energía inyectado a la red, y la proporción de autoconsumo es casi siempre superior al 50%. Los precios de la electricidad se dividen en dos modelos de liquidación. Uno es el precio fijo de la electricidad de EMC, que oscila entre 0,25 y 0,5 yuanes por kWh. El otro es el precio promedio ponderado de la electricidad según la tarifa por franjas horarias con un descuento.
En comparación con el precio medio de liquidación de la energía fotovoltaica en el mercado eléctrico, las empresas fotovoltaicas han observado, a través de instituciones de comercialización de energía de terceros, que el precio medio de transacción de la energía fotovoltaica en varias provincias en 2024 se situará básicamente en el rango de 0,2 a 0,4 yuanes por kWh, mientras que el precio de la electricidad fotovoltaica seguirá disminuyendo en 2025.
Por ejemplo, en el mercado de Mongolia Interior Occidental, el precio promedio al contado de la energía fotovoltaica en 2024 fue de 0,289 yuanes/kWh. Sin embargo, según la información publicada en mayo de 2025, el precio promedio al contado de la energía fotovoltaica en abril fue de 0,16 yuanes/kWh. Además, Jiangsu y Guangdong, provincias importantes en energía fotovoltaica distribuida, también experimentaron una tendencia a la baja en sus precios de electricidad en 2025. Por ejemplo, el precio de la electricidad con contrato a mediano y largo plazo en la provincia de Jiangsu bajó de 0,395 yuanes/kWh en abril a 0,31 yuanes/kWh en junio.
Cabe destacar que, debido a su naturaleza reducida y dispersa, la generación distribuida de energía fotovoltaica tiene una capacidad insuficiente para participar en las transacciones del mercado eléctrico y tiende a aceptar pasivamente el precio promedio del mercado. Esto significa que su precio de liquidación de electricidad probablemente sea inferior al de los dos modelos de liquidación de precios de electricidad mencionados anteriormente.
Por lo tanto, detrás de las nuevas políticas sobre energía fotovoltaica distribuida y la nueva política de plena entrada de electricidad al mercado, un mayor consumo implica, en cierta medida, precios base de la electricidad más elevados. Quien controle más recursos de consumo tendrá mayor margen para seleccionar proyectos. La energía fotovoltaica distribuida también ha inaugurado una era donde el consumo es primordial, y algunos desarrolladores de energía fotovoltaica distribuida ya están modificando activamente sus estrategias de desarrollo.
Innovación de modelos detrás de la competencia por los recursos
De hecho, el crecimiento del mercado fotovoltaico distribuido hasta su escala actual es inseparable del impulso de los inversores que respaldan a los desarrolladores. Sin embargo, la incertidumbre sobre la rentabilidad derivada de las nuevas políticas ha provocado una contracción de los inversores. Los desarrolladores de energía fotovoltaica han comenzado a innovar sus modelos para reducir costes o aumentar el valor añadido, y posteriormente buscan inversores con diferentes perfiles de riesgo para adaptarse de forma proactiva.
Mientras tanto, la reducción de costos no técnicos, como las tarifas por recursos y el alquiler de azoteas, bajo la guía de políticas, puede garantizar la continuidad de los proyectos. Sin embargo, esto podría conllevar la pérdida de representantes de ventas. Lograr un equilibrio entre el crecimiento del mercado y el control de costos representa un nuevo desafío para las empresas de energía fotovoltaica distribuida.
Fecha de publicación: 2 de julio de 2025