?分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)低至1分/度......

2025年，隨著(zhù)“136號文”的正式實(shí)施，光伏上網(wǎng)的固定電價(jià)時(shí)代宣告終結，以往“躺贏(yíng)”的收益模式不復存在。近期，隨著(zhù)山東、浙江等多個(gè)地區完成全面入市后的首月電費結算，上網(wǎng)電價(jià)的大幅下滑再次引發(fā)了行業(yè)關(guān)注。

從2月流出的山東、浙江等地分布式光伏項目1月電費賬單來(lái)看，電價(jià)普遍下降，且不同項目之間價(jià)格差異顯著(zhù)。以分布式光伏裝機大省山東為例，部分項目的上網(wǎng)電量度電電價(jià)最高為0.3232元，最低僅0.013元，相比當地燃煤基準價(jià)跌幅高達97%。

從機制電價(jià)0.3949元/千瓦時(shí)來(lái)看，A、B、C、D四個(gè)項目均為存量項目，結合機制電價(jià)比例以及上網(wǎng)模式則可進(jìn)一步判斷A、B、C三個(gè)項目為工商業(yè)分布式光伏項目，D為自然人戶(hù)用分布式光伏項目。

電費明細顯示，上網(wǎng)電量電費包含三大部分，市場(chǎng)化電費、機制電費以及補貼(注：上述四個(gè)項目均不含補貼)。根據山東省發(fā)改委有關(guān)分布式新能源全量入市結算政策的解讀，市場(chǎng)化電費又包含電能量電費(上網(wǎng)電量*所在地市現貨實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格)和市場(chǎng)化運行費用，市場(chǎng)化費用現階段為優(yōu)發(fā)超出優(yōu)購曲線(xiàn)匹配偏差費用，1月為-0.007948元/千瓦時(shí)。

值得重視的是，項目C的機制差價(jià)電費顯示為“0”，這主要在于根據《山東省新能源可持續發(fā)展差價(jià)結算實(shí)施細則》，余電上網(wǎng)的新能源項目月度機制電量計算公式為：月度機制電量=月度發(fā)電量×月度機制電量比例-(月度發(fā)電量-月度上網(wǎng)電量)-跨省跨區外送電量。若計算結果為負值，月度機制電量按0取值。以此計算，自用電量比例超過(guò)87%的項目C月度機制電量為負值，因此無(wú)法享受機制差價(jià)電費。

而同為工商業(yè)分布式光伏的A、B、C項目，最終上網(wǎng)電量度電電價(jià)卻各不相同，除了機制電量因素外，實(shí)際上網(wǎng)交易獲得的千差萬(wàn)別的電價(jià)同樣影響甚大，有的近1毛/度，有的卻低至2厘/度，這與項目的節點(diǎn)電價(jià)、交易時(shí)間對應市場(chǎng)電價(jià)等緊密相關(guān)，換言之電力市場(chǎng)中不同時(shí)段、不同位置的電力具有不同的價(jià)值，考驗著(zhù)每個(gè)項目業(yè)主的運營(yíng)能力。

相比山東，暫無(wú)消納之憂(yōu)的浙江省分布式光伏項目上網(wǎng)電價(jià)仍較為可觀(guān)。根據浙江省“136號文”承接方案，非統調新能源項目主要作為價(jià)格接受者參與現貨市場(chǎng)，按照現貨實(shí)時(shí)市場(chǎng)同類(lèi)項目(分風(fēng)電、光伏兩類(lèi))月度平均價(jià)格結算，1月光伏項目市場(chǎng)交易均價(jià)為0.347963元/千瓦時(shí)。

從電費單來(lái)看，浙江省分布式光伏項目還未承擔市場(chǎng)化運行費用，非補貼部分的上網(wǎng)電費主要來(lái)自于兩部分，一是上網(wǎng)電量費用，即上網(wǎng)電量×光伏項目市場(chǎng)交易均價(jià);二是機制電價(jià)差量結算電費，等于上網(wǎng)電量×機制電量比例×(機制電價(jià)-市場(chǎng)交易均價(jià))。以此存量項目A機制電量比例100%，最終上網(wǎng)電量電價(jià)與燃煤基準價(jià)持平;增量項目B，暫未參與機制競價(jià)，因此無(wú)機制電量比例，只能結算第一部分的電能量電費，上網(wǎng)度電電價(jià)較燃煤基準價(jià)降低16%。

當然，以上僅是1月份電價(jià)，新的一月電力市場(chǎng)不同的供需情況又將產(chǎn)生新的上網(wǎng)電價(jià)，機制電價(jià)差價(jià)也將隨之變動(dòng)。