文 | 華夏能源網

自 5 月 8 日，新能源大省山東發出首個 136 號文的落地配套文件的征求意見稿后，多個省份相繼跟進。5 月 29 日，內蒙古發出了正式的改革實施方案，是全國首份正式落地的承接方案。

在各地的努力下，"136 號文 " 加速落地。電價全面市場化的來臨，正徹底重構著光伏發電的生存邏輯：

"136 號文 " 發布之前，光伏發電的收入來自兩部分：保障性收購和市場交易；"136 號文 " 之后，光伏發電的收入還是來自兩部分：機制電價收入和市場交易。

除了收入名目的變化，"136 號文 " 大大提前了光伏發電的全面入市時間，加劇了光伏發電的量價變動。新能源上網的電價與電量，都面臨著高度的不確定性，隨之而來的是投資收益的不確定。

未來的光伏電站能不能活下去，依賴于電力市場大環境及其參與市場交易的能力。那么，"136 號文 " 落地后，光伏發電尤其是增量項目，能否順利通過全面入市的那道窄門？

量價動蕩大變局來臨

"136 號文 " 發布后，地方配套政策緊跟而來，目前內蒙古、山東、廣東的正式文件已經出臺，浙江、江蘇、湖南、湖北、遼寧等省區也陸續就落地方案向相關單位征求意見。

"136 號文 " 落地之后，光伏發電的收益模型會隨之大變，相較而言，新政對光伏發電增量項目的影響，要大過對存量項目的影響。

"136 號文 " 強調光伏發電存量項目的收益要有延續性，因而，各地配套政策針對存量項目規定的機制電價，基本都是與各地的燃煤基準電價拉齊，相對比較可觀。

比如，內蒙古存量項目機制電價為 0.3035 元 / 千瓦時，執行期限為全生命周期合理利用小時數或項目投產滿 20 年；山東存量項目機制電價是含稅 0.3949 元 / 千瓦時，執行期限按照全生命周期合理利用小時數剩余小時數。兩地的機制電價與 "136 號文 " 的要求完全符合。

存量項目機制電價與原來的保障性收購電價一致，這讓存量項目的收益較有保障。但存量項目的問題是，市場交易部分的電量有很大不確定性。事實上，隨著各地光伏裝機的突飛猛進，光伏發電項目的實際利用率是在大幅走低的。

某電力央企所持有存量電站統計數據顯示，2025 年一季度，新能源電站平均限電率達到 17%，各區域限電率都有所提升。其中，西北地區的平均限電率基本達到 30 — 40%，新疆部分區域甚至超過 50%；山東、江蘇蘇北等區域部分場站的限電率甚至也達到了 30%；西南地區的限電率開始趨近 20%。

相比存量項目，增量項目不僅機制電價難以保證，機制電量也是不確定的。

在各地配套中，山東尚未明確增量項目的競價電量總規模、競價上下限、機制電價執行期限，僅是提到 " 首次競價上限原則上不高于該類型電源上年度結算均價 "，" 競價下限具體參考先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）合理確定 "。

廣東則說明，競價電量規模會在競價前公布，機制電量申報比例上限與存量項目機制電量比例銜接且不高于 90%，執行期限為海上風電項目 14 年、其他新能源項目 12 年。廣東方案并未直接說明增量項目機制電價的上下限。

綜合上述各地方案，目前可以明確的是，增量項目不確定性主要有以下幾方面：

第一，機制電價的上限，會低于存量項目機制電價（與燃煤基準電價拉齊），而增量項目機制電價的下限定得很低的話，又很容易誘發低價競爭。

第二，增量項目的機制電量也肯定會長期走低。例如廣東方案明確機制電量申報比例上限與存量項目機制電量比例銜接且不高于 90%，這就是一個逐年走低的趨勢。

第三，機制電價與機制電量的執行期限，存量項目執行期限基本為光伏發電全生命周期合理利用小時數或項目投產滿 20 年，增量項目機制電價與機制電量的執行期限，山東至今尚未明確，廣東則直接大幅縮減到 12 年。目前外界共識是，增量項目機制電價與機制電量的執行期限，必然是大幅走低的趨勢。

綜上，疊加市場化交易部分的電量逐年走低，光伏發電增量項目量價動蕩將持續加深。

分布式光伏發電要付費

未來，除了電量電價面臨不確定性之外，全面入市對分布式光伏影響——分布式光伏今后需要 " 付費 " 發電。

《分布式光伏發電開發建設管理辦法》明確：" 分布式光伏發電項目與用戶開展專線供電的，發電、用電雙方應按照有關規定承擔政府性基金及附加、系統備用費、政策性交叉補貼等，公平承擔相應的責任和義務。

" 自然人戶用分布式光伏免收政府性基金及附加費用、系統備用容量費。對分布式光伏發電自發自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的政府性基金及附加。"

未來，分布式光伏電站需要分攤的費用，包括 " 政府性基金及附加、系統備用費、政策性交叉補貼等 "。這些費用，煤電、水電、核電甚至是早一步入市的集中式光伏，都一直在分攤。未來，除自然人戶用光伏免收外，其他的分布式光伏都要參與分攤。

那么，這些費用大概是多少呢？在同檔情況下，電網公司向煤電等主體收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價，一般都在 0.2 元 / 千瓦時以上。這還不包括復雜難辨的 " 系統備用費用 "。

所謂 " 系統備用費用 "，是說分布式光伏具有隨機性、間歇性和波動性，需要備用電源、需要獲得調峰等輔助服務。分布式光伏發不出電的時候，以及發電量不足夠的時候，用戶還需要從其他電源處獲得電量，而備用電源（如煤電、水電、核電等）是有成本的，且電網硬件基礎設施也同樣需要付出備用成本，所以分布式光伏需要參與這些費用分攤。

目前，對分布式光伏項目 " 合理繳納相關費用 " 這件事尚存疑問的是，項目的自發自用部分的電量，需要不需要繳費？需要繳納哪些具體費用？按什么樣的標準去繳費？比如，分布式光伏項目的輸配電費，怎么樣去繳納？目前業界呼吁的是，自發自用電量不應該繳納輸配電費。

當然，雖然在部分細節上存在爭議，但整體來說只是繳多還是繳少的問題。分布式光伏再有沒有之前那樣的 " 搭便車 " 機會，繳費發電無可避免，這將再吞掉一部分收益。

降電價與控成本的角力

光伏入市面臨的動蕩時代，是政策制定者早有預期的。出臺機制電價與機制電量政策，就是要在量價動蕩中讓光伏發電適當的穩一穩，過渡過渡，不至于在滔天巨浪中翻船。

但問題是，政策到底能拿出多少有效資源來讓光伏發電度過過渡期，最終走向全市場交易時代？

"136 號文 " 明確，機制電價的錢來自系統運行費，也就是說，給光伏發電一個機制電價和機制電量，這筆錢最終是要反映到終端電價的。終端電價要是漲多了，各方的反應就會很大。因而，機制電價和機制電量其實是受到控電價、降電價壓力約束的。

比如，蒙東 "136 號文 " 配套方案規定，暫不安排 2025 年 6 月 1 日后投產的新能源項目納入機制的電量，意味著新增項目將全電量參與市場競爭。新能源富集地的西北省分，未來會否跟進蒙東的這一政策？

對于 " 三北 " 地區來說，新能源產業仍然是經濟社會發展的支柱之一，這就需要相較其他省區更優的電價政策來吸引新增投資，設計一定比例的機制電量能夠幫助其達成這一目標。但與此同時，" 三北 " 地區電價敏感型用戶數量多、規模大，這也導致其制定電價政策需格外謹慎。

東部負荷中心省份，盡管多是用電大省，但是在發展經濟、穩定就業以及招商引資的綜合壓力下，都在不約而同謀求降電價。

比如，浙江、江蘇、湖南、湖北等省份，都有穩電價、降電價的舉措。在 1 月 23 日舉辦的浙江省 2025 年經濟政策新聞發布會上，浙江提出力爭 2025 年全省工商業電價下降 0.03 元 / 千瓦時，用降電價來促進招商引資的意圖很明顯。

在各地謀求穩電價、降電價的大背景下，機制電價和機制電量的保障力度到底會有多大，不可過高估計。

一方面是政策扶持光伏的力度不可能太大，另一方面，光伏發電的系統成本還在不斷走高。

光伏發電系統成本高，是因為其發電具有隨機性、間歇性和波動性。因而需要其他電源甚至是電網來 " 陪跑 "。電源方面，有業內人士做過簡單測算，原來是 1.2 千瓦的煤電能為 1 千瓦的用戶供電，但新型電力系統下，需要 "1.2 千瓦的新能源 +1 千瓦的煤電 "，才能對應 1 千瓦的用戶。這樣，平時不開機的 1 千瓦煤電，需要頻繁啟停為新能源提供調峰服務。

煤電調峰，在新能源發不出來電的時候，煤電要滿發；在新能源弱發的時候，煤電要減少出力；在新能源大發的時候，煤電要停機備用。機組一啟一停、出力一加一減之間，煤電整體利用小時數大減不說，煤電的成本無形中也大幅提升。

電網方面，比如分布式光伏十分依賴配電網的建設，但是兩網對配電網建設積極性不足。其中的原因在于，高電壓等級的輸電網與低電壓等級的配電網的輸配電價比是 7：3，但是建設成本則是倒過來，3：7。這種局面下，電網企業缺乏動力去建設低電價、高成本的的配電網，因為 " 費力不討好 "。

中國工程院院士余貽鑫曾直言，配電網的基本矛盾是高建設成本與低利用率之間的矛盾。為了發展分布式光伏，花大價錢建設的配電網，利用率卻很低，這也是光伏發電高系統成本的一個原因。

總而言之，一方面要穩電價、降電價，一方面光伏發電的成本卻在節節攀升，兩股力量的夾擊之下，光伏全面入市后，又怎可以對機制電價與機制電量預期過高呢？

光伏發電最終肯定能通過入市這道門，但是，這道門注定是一道 " 窄門 "。雖然過程艱難一些、困難挑戰不少，通過之后進入的將是涅槃世界——以光伏為主力能源的新型能源時代。