电价大变局！136号文落地，光伏电价这样算才不吃亏！

“我们的电发出来，到底能卖多少钱？”最近，这句话成了光伏电站业主们见面时最常问的问题。2025年初，一纸名为《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）的文件下发，犹如一颗投入湖面的巨石，彻底改变了新能源电价的游戏规则。 随着新疆、广西、山东等多个省份陆续发布实施细则，2025年6月成为新能源电价改革的分水岭。这场改革不仅区分了存量与增量项目，更建立了“市场交易+机制结算”的双轨体系，让刚进入电力市场的光伏从业者眼花缭乱。 今天，我们就来彻底讲清楚：136号文后，你的光伏电价究竟怎么算？ 01136号文核心：电价双轨制落地这份被称为“136号文”的政策文件，核心在于构建了“市场交易+机制结算”的双轨运行机制。根据文件要求，所有新能源项目上网电量必须全部进入电力市场，通过交易形成价格。同时，在市场外建立“新能源可持续发展价格结算机制”（简称机制电价），为部分电量提供保障。各省需要在2025年底前出台具体实施方案。 目前新疆已率先发布实施细则，自2025年11月1日起正式实施；广西、山东等地也陆续公布了配套方案。最值得关注的是政策对项目的区别对待：存量项目（2025年6月1日前投产）：享受政策红利，机制电价有保障增量项目（2025年6月1日及以后投产）：全面参与市场竞争，电价通过竞价形成这种差异化管理被业内专家称为“老人老办法，新人新办法”，确保了政策平稳过渡的同时，也推动新能源行业逐步走向市场化。 02存量项目的“定心丸”：保障力度超预期对于在2025年6月1日前投产的光伏项目，各地政策都给予了较为可观的保障。以新疆为例：享受财政补贴的项目：机制电价为0.25元/千瓦时，机制电量比例为30%平价上网项目：机制电价为0.262元/千瓦时，机制电量比例高达50%山东的方案更为慷慨，存量项目机制电价直接按国家政策上限执行，达到0.3949元/千瓦时（含税）。 这里的机制电量比例是指项目上网电量中享受机制电价保障的部分比例。例如一个100万千瓦时的平价光伏项目，其中50万千瓦时可享受0.262元/千瓦时的保障电价，其余50万千瓦时则完全通过市场交易定价。执行期限方面，存量项目取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年剩余年限中的较小值，确保项目在整个生命周期都能获得稳定收益。 03增量项目的“竞技场”：竞价决定电价命运2025年6月1日及以后投产的新项目，则全面进入竞价时代。新疆方案明确规定：机制电价通过分类竞价形成（风电、太阳能分别竞价）竞价区间暂定为0.15-0.262元/千瓦时机制电量比例暂定为50%执行期限统一为10年竞价采用“边际出清”方式：按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目中的最高报价确定，但不能高于竞价上限。广西设置了更高的竞价上限——当地燃煤基准价0.4207元/千瓦时，同时规定单个项目纳入机制的电量比例不超过80%。这意味着新项目开发商需要精准测算成本，既要保证竞价成功，又要避免过度压价导致项目亏损。一位参与竞价方案设计的业内人士坦言：“0.15元的下限已经接近当前最先进光伏电站的盈亏平衡点，未来不排除取消下限的可能性。 ”04电价如何结算？差价机制详解最让光伏业主困惑的莫过于实际结算过程。根据新疆细则，电网企业按月开展差价结算： 1.对纳入机制的电量，计算同类型项目市场交易均价与机制电价的差额 2.差额纳入系统运行费中专设的“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目 3.差额部分由全体工商业用户分摊或分享具体操作分两种情况： 当市场交易均价低于机制电价时：对标机制电价进行场外补贴当市场交易均价高于机制电价时：将高出部分予以回收，并向用户侧分享这里的关键是“市场交易均价”的确定：电力现货市场未连续运行地区：按同类型月度集中竞价交易均价确定电力现货市场连续运行地区：按月度发电侧实时市场同类型项目加权平均价格确定 05机制电价≠封顶价！精明运营可获超额收益一个重大误区是认为机制电价是“封顶价”。实际上，新能源企业最终结算价格既可能低于也可能高于机制电价。看一个典型案例：某省核定光伏项目机制电价为0.41元/度，当月光伏市场交易均价为0.3元/度，差价补偿为0.11元/度。光伏电站A市场交易价：0.25元/度→最终结算价：0.25+0.11=0.36元/度光伏电站C市场交易价：0.35元/度→最终结算价：0.35+0.11=0.46元/度电站C通过精准预测、优化报价，最终获得了高于机制电价的收益！这说明，差价结算以市场交易均价为对标基准，单个项目如果配置储能、提升调节能力、优化出力曲线，完全可能获得超额收益。 06光伏面临新挑战：成本控制成生死线136号文实施后，光伏项目开发逻辑发生根本转变：成本控制成核心：竞价模式下，企业必须从设备采购、工程建设到后期运维全链条精打细算。过去粗放式开发模式难以为继。综合评估成关键：选址时需要深入调研资源禀赋、接入条件、电力需求等多维因素。 新疆某光伏投资负责人表示：“现在选错一个点，可能整个项目就亏了。”精细化运营成趋势：单纯追求装机规模的时代结束。通过大数据分析设备状态、智能调度优化发电计划等精细化手段提高收益变得至关重要。值得注意的是，风电在现货市场中表现更优。由于其出力稳定性强，风电受到资本青睐，导致优质风资源竞争白热化。而光伏受天气影响大，波动性强，必须通过持续技术创新降低度电成本。 07新政下的机遇与挑战随着新疆方案在11月1日正式实施，其他省份也将陆续跟进，新能源行业面临重新洗牌：对存量项目：政策保障力度超预期，特别是早期补贴项目和平价项目，相当于获得了长期收益“保险”。对增量项目：低价竞争难以避免。新疆0.15元的下限已经接近当前光伏电站的盈亏平衡点，未来不排除出现更低价的可能性。对分布式光伏：各地政策普遍给予优惠。广西明确分布式光伏机制电价为当地燃煤基准价0.4207元/kWh，且100%电量纳入保障范围，执行期限最长可达20年。 对技术创新的推动：能够提升发电效率、优化出力曲线的技术将更受青睐，如智能跟踪系统、高效组件、储能配套等。对开发策略的影响：单纯追求资源获取的“圈地运动”告终，精准选址、成本管控、智能运营成为项目盈利的关键。一位长期从事光伏电站交易的投资人指出：“未来光伏项目的估值将更看重运营能力而非装机规模。同一地区、同样规模的光伏电站，因运营水平差异，收益可能相差20%以上。 ”结语：主动适应者赢136号文带来的电价改革浪潮，正在重塑新能源行业生态。告别固定电价时代，迎接市场化竞争，这既是挑战，也是行业走向成熟的必经之路。对光伏从业者而言，理解电价形成机制只是第一步，更重要的是主动适应新规则：精算成本、优化设计、智能运营。那些能快速掌握电力交易策略、提升电站出力品质的企业，将在新一轮行业洗牌中脱颖而出。 欢迎大家进群持续沟通交流~