光伏项目自发自用仍是是收益最高的模式，EMC模式下的用电价格仍是高于单纯上网电价的。以荷定源意味着并不是屋顶有多大就装多大，而是要根据负荷开确定装机容量，毕竟对于增量项目而言，市场电价会越来越低，甚至为负，而机制电价与保障比例也会逐年降低。

　　如果一定要安装超过负荷需求的装机，或者由于其他原因导致上网电量较大，那么分布式光伏配储也是工商业光伏的一个新选择。

　　譬如，如果部分项目由于工厂用电特性问题很难达到100%自用，个别规模较高的项目即便达到80%以上的自用比例用，进入现货的电量也高达几千度，可以看到的是，部分项目出现了“市场化电费为负”的情况，配储更多的是规避在负电价时段发电导致的“付费发电”损失。

　　需要指出的是，存量项目面对80%以上的机制电量比例以及等同于燃煤基准价的机制电价，尚且面临着项目收益的普遍性下降，对于增量项目来说，无论是机制电量比例或是机制电价均低于存量项目，如果按老模式老方法推进项目，其收益率或将远远跌破行业预期，这也意味着光伏行业在分布式光伏投资开发必须创新商业模式，进一步与负荷绑定将成为大势所趋。

　　于开发企业而言，在项目前期引入电力交易预测模型，不同自用比例、储能配比以及EMC电价对比等收益测算因素将越来越复杂，而只有将分布式光伏从“单纯的发电资产”升级为“灵活互动的系统资源”，或才能在电力市场化深水区中守住合理回报。

　　下图为山东发改委发布的分布式新能源全量入市结算政策解读，具体项目可进一步对照见下：