“136号文”加速落地，光伏能顺利通过入市这道“窄门”吗？
摘要：
文 | 华夏能源网自5月8日，新能源大省山东发出首个136号文的落地配套文件的征求意见稿后，多个省份相继跟进。5月29日... 文 | 华夏能源网
自5月8日，新能源大省山东发出首个136号文的落地配套文件的征求意见稿后，多个省份相继跟进。5月29日，内蒙古发出了正式的改革实施方案，是全国首份正式落地的承接方案。
在各地的努力下，“136号文”加速落地。电价全面市场化的来临，正彻底重构着光伏发电的生存逻辑：
“136号文”发布之前，光伏发电的收入来自两部分：保障性收购和市场交易；“136号文”之后，光伏发电的收入还是来自两部分：机制电价收入和市场交易。
除了收入名目的变化，“136号文”大大提前了光伏发电的全面入市时间，加剧了光伏发电的量价变动。新能源上网的电价与电量，都面临着高度的不确定性，随之而来的是投资收益的不确定。
未来的光伏电站能不能活下去，依赖于电力市场大环境及其参与市场交易的能力。那么，“136号文”落地后，光伏发电尤其是增量项目，能否顺利通过全面入市的那道窄门？
量价动荡大变局来临
“136号文”发布后，地方配套政策紧跟而来，目前内蒙古、山东、广东的正式文件已经出台，浙江、江苏、湖南、湖北、辽宁等省区也陆续就落地方案向相关单位征求意见。
“136号文”落地之后，光伏发电的收益模型会随之大变，相较而言，新政对光伏发电增量项目的影响，要大过对存量项目的影响。
“136号文”强调光伏发电存量项目的收益要有延续性，因而，各地配套政策针对存量项目规定的机制电价，基本都是与各地的燃煤基准电价拉齐，相对比较可观。
比如，内蒙古存量项目机制电价为0.3035元/千瓦时，执行期限为全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年；山东存量项目机制电价是含税0.3949元/千瓦时，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数。两地的机制电价与“136号文”的要求完全符合。
存量项目机制电价与原来的保障性收购电价一致，这让存量项目的收益较有保障。但存量项目的问题是，市场交易部分的电量有很大不确定性。事实上，随着各地光伏装机的突飞猛进，光伏发电项目的实际利用率是在大幅走低的。
某电力央企所持有存量电站统计数据显示，2025年一季度，新能源电站平均限电率达到17%，各区域限电率都有所提升。其中，西北地区的平均限电率基本达到30—40%，新疆部分区域甚至超过50%；山东、江苏苏北等区域部分场站的限电率甚至也达到了30%；西南地区的限电率开始趋近20%。
相比存量项目，增量项目不仅机制电价难以保证，机制电量也是不确定的。
在各地配套中，山东尚未明确增量项目的竞价电量总规模、竞价上下限、机制电价执行期限，仅是提到“首次竞价上限原则上不高于该类型电源上年度结算均价”，“竞价下限具体参考先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定”。
广东则说明，竞价电量规模会在竞价前公布，机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接且不高于90%，执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年。广东方案并未直接说明增量项目机制电价的上下限。
综合上述各地方案，目前可以明确的是，增量项目不确定性主要有以下几方面：
第一，机制电价的上限，会低于存量项目机制电价（与燃煤基准电价拉齐），而增量项目机制电价的下限定得很低的话，又很容易诱发低价竞争。
第二，增量项目的机制电量也肯定会长期走低。例如广东方案明确机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接且不高于90%，这就是一个逐年走低的趋势。
第三，机制电价与机制电量的执行期限，存量项目执行期限基本为光伏发电全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年，增量项目机制电价与机制电量的执行期限，山东至今尚未明确，广东则直接大幅缩减到12年。目前外界共识是，增量项目机制电价与机制电量的执行期限，必然是大幅走低的趋势。
综上，叠加市场化交易部分的电量逐年走低，光伏发电增量项目量价动荡将持续加深。
分布式光伏发电要付费
未来，除了电量电价面临不确定性之外，全面入市对分布式光伏影响——分布式光伏今后需要“付费”发电。
《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确：“分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应按照有关规定承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等，公平承担相应的责任和义务。
“自然人户用分布式光伏免收政府性基金及附加费用、系统备用容量费。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金及附加。”
未来，分布式光伏电站需要分摊的费用，包括“政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等”。这些费用，煤电、水电、核电甚至是早一步入市的集中式光伏，都一直在分摊。未来，除自然人户用光伏免收外，其他的分布式光伏都要参与分摊。
那么，这些费用大概是多少呢？在同档情况下，电网公司向煤电等主体收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价，一般都在0.2元/千瓦时以上。这还不包括复杂难辨的“系统备用费用”。
所谓“系统备用费用”，是说分布式光伏具有随机性、间歇性和波动性，需要备用电源、需要获得调峰等辅助服务。分布式光伏发不出电的时候，以及发电量不足够的时候，用户还需要从其他电源处获得电量，而备用电源（如煤电、水电、核电等）是有成本的，且电网硬件基础设施也同样需要付出备用成本，所以分布式光伏需要参与这些费用分摊。
目前，对分布式光伏项目“合理缴纳相关费用”这件事尚存疑问的是，项目的自发自用部分的电量，需要不需要缴费？需要缴纳哪些具体费用？按什么样的标准去缴费？比如，分布式光伏项目的输配电费，怎么样去缴纳？目前业界呼吁的是，自发自用电量不应该缴纳输配电费。
当然，虽然在部分细节上存在争议，但整体来说只是缴多还是缴少的问题。分布式光伏再有没有之前那样的“搭便车”机会，缴费发电无可避免，这将再吞掉一部分收益。
降电价与控成本的角力
光伏入市面临的动荡时代，是政策制定者早有预期的。出台机制电价与机制电量政策，就是要在量价动荡中让光伏发电适当的稳一稳，过渡过渡，不至于在滔天巨浪中翻船。
但问题是，政策到底能拿出多少有效资源来让光伏发电度过过渡期，最终走向全市场交易时代？
“136号文”明确，机制电价的钱来自系统运行费，也就是说，给光伏发电一个机制电价和机制电量，这笔钱最终是要反映到终端电价的。终端电价要是涨多了，各方的反应就会很大。因而，机制电价和机制电量其实是受到控电价、降电价压力约束的。
比如，蒙东“136号文”配套方案规定，暂不安排2025年6月1日后投产的新能源项目纳入机制的电量，意味着新增项目将全电量参与市场竞争。新能源富集地的西北省分，未来会否跟进蒙东的这一政策？
对于“三北”地区来说，新能源产业仍然是经济社会发展的支柱之一，这就需要相较其他省区更优的电价政策来吸引新增投资，设计一定比例的机制电量能够帮助其达成这一目标。但与此同时，“三北”地区电价敏感型用户数量多、规模大，这也导致其制定电价政策需格外谨慎。
东部负荷中心省份，尽管多是用电大省，但是在发展经济、稳定就业以及招商引资的综合压力下，都在不约而同谋求降电价。
比如，浙江、江苏、湖南、湖北等省份，都有稳电价、降电价的举措。在1月23日举办的浙江省2025年经济政策新闻发布会上，浙江提出力争2025年全省工商业电价下降0.03元/千瓦时，用降电价来促进招商引资的意图很明显。
在各地谋求稳电价、降电价的大背景下，机制电价和机制电量的保障力度到底会有多大，不可过高估计。
一方面是政策扶持光伏的力度不可能太大，另一方面，光伏发电的系统成本还在不断走高。
光伏发电系统成本高，是因为其发电具有随机性、间歇性和波动性。因而需要其他电源甚至是电网来“陪跑”。电源方面，有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，才能对应1千瓦的用户。这样，平时不开机的1千瓦煤电，需要频繁启停为新能源提供调峰服务。
煤电调峰，在新能源发不出来电的时候，煤电要满发；在新能源弱发的时候，煤电要减少出力；在新能源大发的时候，煤电要停机备用。机组一启一停、出力一加一减之间，煤电整体利用小时数大减不说，煤电的成本无形中也大幅提升。
电网方面，比如分布式光伏十分依赖配电网的建设，但是两网对配电网建设积极性不足。其中的原因在于，高电压等级的输电网与低电压等级的配电网的输配电价比是7：3，但是建设成本则是倒过来，3：7。这种局面下，电网企业缺乏动力去建设低电价、高成本的的配电网，因为“费力不讨好”。
中国工程院院士余贻鑫曾直言，配电网的基本矛盾是高建设成本与低利用率之间的矛盾。为了发展分布式光伏，花大价钱建设的配电网，利用率却很低，这也是光伏发电高系统成本的一个原因。
总而言之，一方面要稳电价、降电价，一方面光伏发电的成本却在节节攀升，两股力量的夹击之下，光伏全面入市后，又怎可以对机制电价与机制电量预期过高呢？
光伏发电最终肯定能通过入市这道门，但是，这道门注定是一道“窄门”。虽然过程艰难一些、困难挑战不少，通过之后进入的将是涅槃世界——以光伏为主力能源的新型能源时代。
