全国光伏自发自用余电上网价格因地区政策、电价机制及市场环境差异显著，以下为典型地区政策与价格情况：
一、典型地区余电上网价格
新疆
2025年度双边交易结果显示，光伏申报电量同比增长81%，交易电价降至0.1648元/千瓦时，较2024年降低0.56%。
风光场站需分摊承担五大费用，综合结算电价预计在0.11-0.12元/度。
法国（参考）
2025年4月后，9kW以下屋顶光伏项目余电上网电价较Q1降幅达68.5%，补贴额度降幅约50%-61.9%。
100-500kW项目电价从0.1023欧元/千瓦时降至0.095欧元/千瓦时，降幅约7.14%。
广东省
分布式光伏上网电价按国家和省有关规定执行，具体价格未明确，但支持参与绿电绿证交易，获得额外收益。
二、全国性政策影响
市场化改革
2025年起，新能源上网电量全面进入电力市场，以市场价格交易。
存量项目电价申报价格上下限由省级主管部门制定，增量项目通过全省竞价确定，竞价上限考虑绿色价值，下限考虑成本。
绿电溢价机制
对配置储能（≥15%/2h）的新能源项目，给予0.05-0.15元/度的溢价补贴。
建立跨省绿电交易专项通道，溢价部分全额传导至发电企业。
容量补偿试点
在山东、甘肃等8省试点新能源容量市场，补偿标准为0.3元/W·年。
三、其他地区政策特点
西藏
集中式光伏电站执行上网电价0.25元/千瓦时，分布式光伏选择“自发自用、余量上网”模式的，执行上网电价为0.25元/千瓦时。
上海
2024年光伏上网电价0.67元/kWh，风电0.48元/kWh，火电0.52元/kWh，但未明确余电上网具体价格。
四、价格差异原因
地方燃煤基准价差异
各地燃煤发电基准价不同，导致光伏余电上网电价存在差异。
例如，水电大省青海以0.2277元/kWh的水电综合价作为光伏上网电价。
市场化交易影响
新能源市场化交易价格较燃煤基准价出现明显下降，如甘肃、宁夏中长期交易的光伏价格不超过0.2元/千瓦时。
补贴退坡与政策调整
2021年起，中央不再对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目补贴，实行平价上网。
2025年，部分地区进一步下调余电上网电价，如法国9kW以下项目降幅达68.5%。
