自5月8日，新能源大省山東發(fā)出首個(gè)136號(hào)文的落地配套文件的征求意見(jiàn)稿后，多個(gè)省份相繼跟進(jìn)。5月29日，內(nèi)蒙古發(fā)出了正式的改革實(shí)施方案，是全國(guó)首份正式落地的承接方案。

在各地的努力下，“136號(hào)文”加速落地。電價(jià)全面市場(chǎng)化的來(lái)臨，正徹底重構(gòu)著光伏發(fā)電的生存邏輯：

“136號(hào)文”發(fā)布之前，光伏發(fā)電的收入來(lái)自兩部分：保障性收購(gòu)和市場(chǎng)交易；“136號(hào)文”之后，光伏發(fā)電的收入還是來(lái)自兩部分：機(jī)制電價(jià)收入和市場(chǎng)交易。

除了收入名目的變化，“136號(hào)文”大大提前了光伏發(fā)電的全面入市時(shí)間，加劇了光伏發(fā)電的量?jī)r(jià)變動(dòng)。新能源上網(wǎng)的電價(jià)與電量，都面臨著高度的不確定性，隨之而來(lái)的是投資收益的不確定。

未來(lái)的光伏電站能不能活下去，依賴于電力市場(chǎng)大環(huán)境及其參與市場(chǎng)交易的能力。那么，“136號(hào)文”落地后，光伏發(fā)電尤其是增量項(xiàng)目，能否順利通過(guò)全面入市的那道窄門(mén)？

量?jī)r(jià)動(dòng)蕩大變局來(lái)臨

“136號(hào)文”發(fā)布后，地方配套政策緊跟而來(lái)，目前內(nèi)蒙古、山東、廣東的正式文件已經(jīng)出臺(tái)，浙江、江蘇、湖南、湖北、遼寧等省區(qū)也陸續(xù)就落地方案向相關(guān)單位征求意見(jiàn)。

“136號(hào)文”落地之后，光伏發(fā)電的收益模型會(huì)隨之大變，相較而言，新政對(duì)光伏發(fā)電增量項(xiàng)目的影響，要大過(guò)對(duì)存量項(xiàng)目的影響。

“136號(hào)文”強(qiáng)調(diào)光伏發(fā)電存量項(xiàng)目的收益要有延續(xù)性，因而，各地配套政策針對(duì)存量項(xiàng)目規(guī)定的機(jī)制電價(jià)，基本都是與各地的燃煤基準(zhǔn)電價(jià)拉齊，相對(duì)比較可觀。

比如，內(nèi)蒙古存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)為0.3035元/千瓦時(shí)，執(zhí)行期限為全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)或項(xiàng)目投產(chǎn)滿20年；山東存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)是含稅0.3949元/千瓦時(shí)，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)剩余小時(shí)數(shù)。兩地的機(jī)制電價(jià)與“136號(hào)文”的要求完全符合。

存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)與原來(lái)的保障性收購(gòu)電價(jià)一致，這讓存量項(xiàng)目的收益較有保障。但存量項(xiàng)目的問(wèn)題是，市場(chǎng)交易部分的電量有很大不確定性。事實(shí)上，隨著各地光伏裝機(jī)的突飛猛進(jìn)，光伏發(fā)電項(xiàng)目的實(shí)際利用率是在大幅走低的。

某電力央企所持有存量電站統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2025年一季度，新能源電站平均限電率達(dá)到17%，各區(qū)域限電率都有所提升。其中，西北地區(qū)的平均限電率基本達(dá)到30—40%，新疆部分區(qū)域甚至超過(guò)50%；山東、江蘇蘇北等區(qū)域部分場(chǎng)站的限電率甚至也達(dá)到了30%；西南地區(qū)的限電率開(kāi)始趨近20%。

相比存量項(xiàng)目，增量項(xiàng)目不僅機(jī)制電價(jià)難以保證，機(jī)制電量也是不確定的。

在各地配套中，山東尚未明確增量項(xiàng)目的競(jìng)價(jià)電量總規(guī)模、競(jìng)價(jià)上下限、機(jī)制電價(jià)執(zhí)行期限，僅是提到“首次競(jìng)價(jià)上限原則上不高于該類型電源上年度結(jié)算均價(jià)”，“競(jìng)價(jià)下限具體參考先進(jìn)電站造價(jià)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(shuō)明，競(jìng)價(jià)電量規(guī)模會(huì)在競(jìng)價(jià)前公布，機(jī)制電量申報(bào)比例上限與存量項(xiàng)目機(jī)制電量比例銜接且不高于90%，執(zhí)行期限為海上風(fēng)電項(xiàng)目14年、其他新能源項(xiàng)目12年。廣東方案并未直接說(shuō)明增量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)的上下限。

綜合上述各地方案，目前可以明確的是，增量項(xiàng)目不確定性主要有以下幾方面：

第一，機(jī)制電價(jià)的上限，會(huì)低于存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)（與燃煤基準(zhǔn)電價(jià)拉齊），而增量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)的下限定得很低的話，又很容易誘發(fā)低價(jià)競(jìng)爭(zhēng)。

第二，增量項(xiàng)目的機(jī)制電量也肯定會(huì)長(zhǎng)期走低。例如廣東方案明確機(jī)制電量申報(bào)比例上限與存量項(xiàng)目機(jī)制電量比例銜接且不高于90%，這就是一個(gè)逐年走低的趨勢(shì)。

第三，機(jī)制電價(jià)與機(jī)制電量的執(zhí)行期限，存量項(xiàng)目執(zhí)行期限基本為光伏發(fā)電全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)或項(xiàng)目投產(chǎn)滿20年，增量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)與機(jī)制電量的執(zhí)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(shí)是，增量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)與機(jī)制電量的執(zhí)行期限，必然是大幅走低的趨勢(shì)。

綜上，疊加市場(chǎng)化交易部分的電量逐年走低，光伏發(fā)電增量項(xiàng)目量?jī)r(jià)動(dòng)蕩將持續(xù)加深。

分布式光伏發(fā)電要付費(fèi)

未來(lái)，除了電量電價(jià)面臨不確定性之外，全面入市對(duì)分布式光伏影響——分布式光伏今后需要“付費(fèi)”發(fā)電。

《分布式光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)建設(shè)管理辦法》明確：“分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目與用戶開(kāi)展專線供電的，發(fā)電、用電雙方應(yīng)按照有關(guān)規(guī)定承擔(dān)政府性基金及附加、系統(tǒng)備用費(fèi)、政策性交叉補(bǔ)貼等，公平承擔(dān)相應(yīng)的責(zé)任和義務(wù)。

“自然人戶用分布式光伏免收政府性基金及附加費(fèi)用、系統(tǒng)備用容量費(fèi)。對(duì)分布式光伏發(fā)電自發(fā)自用電量免收可再生能源電價(jià)附加等針對(duì)電量征收的政府性基金及附加。”

未來(lái)，分布式光伏電站需要分?jǐn)偟馁M(fèi)用，包括“政府性基金及附加、系統(tǒng)備用費(fèi)、政策性交叉補(bǔ)貼等”。這些費(fèi)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?jǐn)偂Ｎ磥?lái)，除自然人戶用光伏免收外，其他的分布式光伏都要參與分?jǐn)偂?/p>

那么，這些費(fèi)用大概是多少呢？在同檔情況下，電網(wǎng)公司向煤電等主體收取的包括交叉補(bǔ)貼和政府性基金及附加在內(nèi)的輸配電價(jià)，一般都在0.2元/千瓦時(shí)以上。這還不包括復(fù)雜難辨的“系統(tǒng)備用費(fèi)用”。

所謂“系統(tǒng)備用費(fèi)用”，是說(shuō)分布式光伏具有隨機(jī)性、間歇性和波動(dòng)性，需要備用電源、需要獲得調(diào)峰等輔助服務(wù)。分布式光伏發(fā)不出電的時(shí)候，以及發(fā)電量不足夠的時(shí)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(wǎng)硬件基礎(chǔ)設(shè)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(fèi)用分?jǐn)偂?/p>

目前，對(duì)分布式光伏項(xiàng)目“合理繳納相關(guān)費(fèi)用”這件事尚存疑問(wèn)的是，項(xiàng)目的自發(fā)自用部分的電量，需要不需要繳費(fèi)？需要繳納哪些具體費(fèi)用？按什么樣的標(biāo)準(zhǔn)去繳費(fèi)？比如，分布式光伏項(xiàng)目的輸配電費(fèi)，怎么樣去繳納？目前業(yè)界呼吁的是，自發(fā)自用電量不應(yīng)該繳納輸配電費(fèi)。

當(dāng)然，雖然在部分細(xì)節(jié)上存在爭(zhēng)議，但整體來(lái)說(shuō)只是繳多還是繳少的問(wèn)題。分布式光伏再有沒(méi)有之前那樣的“搭便車”機(jī)會(huì)，繳費(fèi)發(fā)電無(wú)可避免，這將再吞掉一部分收益。

降電價(jià)與控成本的角力

光伏入市面臨的動(dòng)蕩時(shí)代，是政策制定者早有預(yù)期的。出臺(tái)機(jī)制電價(jià)與機(jī)制電量政策，就是要在量?jī)r(jià)動(dòng)蕩中讓光伏發(fā)電適當(dāng)?shù)姆€(wěn)一穩(wěn)，過(guò)渡過(guò)渡，不至于在滔天巨浪中翻船。

但問(wèn)題是，政策到底能拿出多少有效資源來(lái)讓光伏發(fā)電度過(guò)過(guò)渡期，最終走向全市場(chǎng)交易時(shí)代？

“136號(hào)文”明確，機(jī)制電價(jià)的錢(qián)來(lái)自系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，也就是說(shuō)，給光伏發(fā)電一個(gè)機(jī)制電價(jià)和機(jī)制電量，這筆錢(qián)最終是要反映到終端電價(jià)的。終端電價(jià)要是漲多了，各方的反應(yīng)就會(huì)很大。因而，機(jī)制電價(jià)和機(jī)制電量其實(shí)是受到控電價(jià)、降電價(jià)壓力約束的。

比如，蒙東“136號(hào)文”配套方案規(guī)定，暫不安排2025年6月1日后投產(chǎn)的新能源項(xiàng)目納入機(jī)制的電量，意味著新增項(xiàng)目將全電量參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。新能源富集地的西北省分，未來(lái)會(huì)否跟進(jìn)蒙東的這一政策？

對(duì)于“三北”地區(qū)來(lái)說(shuō)，新能源產(chǎn)業(yè)仍然是經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展的支柱之一，這就需要相較其他省區(qū)更優(yōu)的電價(jià)政策來(lái)吸引新增投資，設(shè)計(jì)一定比例的機(jī)制電量能夠幫助其達(dá)成這一目標(biāo)。但與此同時(shí)，“三北”地區(qū)電價(jià)敏感型用戶數(shù)量多、規(guī)模大，這也導(dǎo)致其制定電價(jià)政策需格外謹(jǐn)慎。

東部負(fù)荷中心省份，盡管多是用電大省，但是在發(fā)展經(jīng)濟(jì)、穩(wěn)定就業(yè)以及招商引資的綜合壓力下，都在不約而同謀求降電價(jià)。

比如，浙江、江蘇、湖南、湖北等省份，都有穩(wěn)電價(jià)、降電價(jià)的舉措。在1月23日舉辦的浙江省2025年經(jīng)濟(jì)政策新聞發(fā)布會(huì)上，浙江提出力爭(zhēng)2025年全省工商業(yè)電價(jià)下降0.03元/千瓦時(shí)，用降電價(jià)來(lái)促進(jìn)招商引資的意圖很明顯。

在各地謀求穩(wěn)電價(jià)、降電價(jià)的大背景下，機(jī)制電價(jià)和機(jī)制電量的保障力度到底會(huì)有多大，不可過(guò)高估計(jì)。

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(fā)電的系統(tǒng)成本還在不斷走高。

光伏發(fā)電系統(tǒng)成本高，是因?yàn)槠浒l(fā)電具有隨機(jī)性、間歇性和波動(dòng)性。因而需要其他電源甚至是電網(wǎng)來(lái)“陪跑”。電源方面，有業(yè)內(nèi)人士做過(guò)簡(jiǎn)單測(cè)算，原來(lái)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(tǒng)下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能對(duì)應(yīng)1千瓦的用戶。這樣，平時(shí)不開(kāi)機(jī)的1千瓦煤電，需要頻繁啟停為新能源提供調(diào)峰服務(wù)。

煤電調(diào)峰，在新能源發(fā)不出來(lái)電的時(shí)候，煤電要滿發(fā)；在新能源弱發(fā)的時(shí)候，煤電要減少出力；在新能源大發(fā)的時(shí)候，煤電要停機(jī)備用。機(jī)組一啟一停、出力一加一減之間，煤電整體利用小時(shí)數(shù)大減不說(shuō)，煤電的成本無(wú)形中也大幅提升。

電網(wǎng)方面，比如分布式光伏十分依賴配電網(wǎng)的建設(shè)，但是兩網(wǎng)對(duì)配電網(wǎng)建設(shè)積極性不足。其中的原因在于，高電壓等級(jí)的輸電網(wǎng)與低電壓等級(jí)的配電網(wǎng)的輸配電價(jià)比是7：3，但是建設(shè)成本則是倒過(guò)來(lái)，3：7。這種局面下，電網(wǎng)企業(yè)缺乏動(dòng)力去建設(shè)低電價(jià)、高成本的的配電網(wǎng)，因?yàn)椤百M(fèi)力不討好”。

中國(guó)工程院院士余貽鑫曾直言，配電網(wǎng)的基本矛盾是高建設(shè)成本與低利用率之間的矛盾。為了發(fā)展分布式光伏，花大價(jià)錢(qián)建設(shè)的配電網(wǎng)，利用率卻很低，這也是光伏發(fā)電高系統(tǒng)成本的一個(gè)原因。

總而言之，一方面要穩(wěn)電價(jià)、降電價(jià)，一方面光伏發(fā)電的成本卻在節(jié)節(jié)攀升，兩股力量的夾擊之下，光伏全面入市后，又怎可以對(duì)機(jī)制電價(jià)與機(jī)制電量預(yù)期過(guò)高呢？

光伏發(fā)電最終肯定能通過(guò)入市這道門(mén)，但是，這道門(mén)注定是一道“窄門(mén)”。雖然過(guò)程艱難一些、困難挑戰(zhàn)不少，通過(guò)之后進(jìn)入的將是涅槃世界——以光伏為主力能源的新型能源時(shí)代。

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