編輯 | 蔣波
自 5 月 8 日，新能源大省山東發(fā)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(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(gòu)著光伏發(fā)電的生存邏輯：
"136 號文 " 發(fā)布之前，光伏發(fā)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(fā)電的收入還是來自兩部分：機(jī)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(fā)電的全面入市時間，加劇了光伏發(fā)電的量價變動。新能源上網(wǎng)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(huán)境及其參與市場交易的能力。那么，"136 號文 " 落地后，光伏發(fā)電尤其是增量項(xiàng)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(fā)布后，地方配套政策緊跟而來，目前內(nèi)蒙古、山東、廣東的正式文件已經(jīng)出臺，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。
"136 號文 " 落地之后，光伏發(fā)電的收益模型會隨之大變，相較而言，新政對光伏發(fā)電增量項(xiàng)目的影響，要大過對存量項(xiàng)目的影響。
"136 號文 " 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，各地配套政策針對存量項(xiàng)目規(guī)定的機(jī)制電價，基本都是與各地的燃煤基準(zhǔn)電價拉齊，相對比較可觀。
比如，內(nèi)蒙古存量項(xiàng)目機(jī)制電價為 0.3035 元 / 千瓦時，執(zhí)行期限為全生命周期合理利用小時數(shù)或項(xiàng)目投產(chǎn)滿 20 年；山東存量項(xiàng)目機(jī)制電價是含稅 0.3949 元 / 千瓦時，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)。兩地的機(jī)制電價與 "136 號文 " 的要求完全符合。
存量項(xiàng)目機(jī)制電價與原來的保障性收購電價一致，這讓存量項(xiàng)目的收益較有保障。但存量項(xiàng)目的問題是，市場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 50%；山東、江蘇蘇北等區(qū)域部分場站的限電率甚至也達(dá)到了 30%；西南地區(qū)的限電率開始趨近 20%。
相比存量項(xiàng)目，增量項(xiàng)目不僅機(jī)制電價難以保證，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)目的競價電量總規(guī)模、競價上下限、機(jī)制電價執(zhí)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(jié)算均價 "，" 競價下限具體參考先進(jìn)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(guī)模會在競價前公布，機(jī)制電量申報比例上限與存量項(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明增量項(xiàng)目機(jī)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(xiàng)目不確定性主要有以下幾方面：
第一，機(jī)制電價的上限，會低于存量項(xiàng)目機(jī)制電價（與燃煤基準(zhǔn)電價拉齊），而增量項(xiàng)目機(jī)制電價的下限定得很低的話，又很容易誘發(fā)低價競爭。
第二，增量項(xiàng)目的機(jī)制電量也肯定會長期走低。例如廣東方案明確機(jī)制電量申報比例上限與存量項(xiàng)目機(jī)制電量比例銜接且不高于 90%，這就是一個逐年走低的趨勢。
第三，機(jī)制電價與機(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數(shù)或項(xiàng)目投產(chǎn)滿 20 年，增量項(xiàng)目機(jī)制電價與機(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。目前外界共識是，增量項(xiàng)目機(jī)制電價與機(jī)制電量的執(zhí)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(fā)電增量項(xiàng)目量價動蕩將持續(xù)加深。
分布式光伏發(fā)電要付費(fèi)
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(fèi) " 發(fā)電。
《分布式光伏發(fā)電開發(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)。對分布式光伏發(fā)電自發(fā)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?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磥恚匀蝗藨粲霉夥馐胀猓渌姆植际焦夥家獏⑴c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，一般都在 0.2 元 / 千瓦時以上。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 "，是說分布式光伏具有隨機(jī)性、間歇性和波動性，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)不出電的時候，以及發(fā)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(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(jī)會，繳費(fèi)發(fā)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(yù)期的。出臺機(jī)制電價與機(jī)制電量政策，就是要在量價動蕩中讓光伏發(fā)電適當(dāng)?shù)姆€(wěn)一穩(wěn)，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(fā)電度過過渡期，最終走向全市場交易時代？
"136 號文 " 明確，機(jī)制電價的錢來自系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，也就是說，給光伏發(fā)電一個機(jī)制電價和機(jī)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(yīng)就會很大。因而，機(jī)制電價和機(jī)制電量其實(shí)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(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競爭。新能源富集地的西北省分，未來會否跟進(jìn)蒙東的這一政策？
對于 " 三北 " 地區(qū)來說，新能源產(chǎn)業(yè)仍然是經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的支柱之一，這就需要相較其他省區(qū)更優(yōu)的電價政策來吸引新增投資，設(shè)計一定比例的機(jī)制電量能夠幫助其達(dá)成這一目標(biāo)。但與此同時，" 三北 " 地區(qū)電價敏感型用戶數(shù)量多、規(guī)模大，這也導(dǎo)致其制定電價政策需格外謹(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。
比如，浙江、江蘇、湖南、湖北等省份，都有穩(wěn)電價、降電價的舉措。在 1 月 23 日舉辦的浙江省 2025 年經(jīng)濟(jì)政策新聞發(fā)布會上，浙江提出力爭 2025 年全省工商業(yè)電價下降 0.03 元 / 千瓦時，用降電價來促進(jìn)招商引資的意圖很明顯。
在各地謀求穩(wěn)電價、降電價的大背景下，機(jī)制電價和機(jī)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(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、間歇性和波動性。因而需要其他電源甚至是電網(wǎng)來 " 陪跑 "。電源方面，有業(yè)內(nèi)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(tǒng)下，需要 "1.2 千瓦的新能源 +1 千瓦的煤電 "，才能對應(yīng) 1 千瓦的用戶。這樣，平時不開機(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)不出來電的時候，煤電要滿發(fā)；在新能源弱發(fā)的時候，煤電要減少出力；在新能源大發(fā)的時候，煤電要停機(jī)備用。機(jī)組一啟一停、出力一加一減之間，煤電整體利用小時數(shù)大減不說，煤電的成本無形中也大幅提升。
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)對配電網(wǎng)建設(shè)積極性不足。其中的原因在于，高電壓等級的輸電網(wǎng)與低電壓等級的配電網(wǎng)的輸配電價比是 7：3，但是建設(shè)成本則是倒過來，3：7。這種局面下，電網(wǎng)企業(yè)缺乏動力去建設(shè)低電價、高成本的的配電網(wǎng)，因?yàn)?" 費(fèi)力不討好 "。
中國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，花大價錢建設(shè)的配電網(wǎng)，利用率卻很低，這也是光伏發(fā)電高系統(tǒng)成本的一個原因。
總而言之，一方面要穩(wěn)電價、降電價，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，又怎可以對機(jī)制電價與機(jī)制電量預(yù)期過高呢？
光伏發(fā)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(zhàn)不少，通過之后進(jìn)入的將是涅槃世界——以光伏為主力能源的新型能源時代。
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