光伏度电成本持续走低，但开发商最关心的问题始终未变：“这账到底能不能算得过来？”随着国家发改委136号文正式实施，分布式光伏的收益逻辑迎来根本性变革——机制电量、机制电价、市场电价，这三本账若算不清，投资决策无异于盲人摸象。

一、政策转折点：从“补贴输血”到“市场造血”

         1、旧模式困境

2021年前，分布式光伏靠“标杆电价+国补”快速扩张；平价时代后，补贴退出、电价波动加剧，传统收益模型彻底失效。

         2、136号文的破局价值

这份全称《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》的文件，重构了“电量-电价-收益”全链条规则，核心解决三大痛点：

（1）保底有多少：多少发电量享受政策兜底？

（2）溢价怎么赚：剩余电量如何搏取超额收益？

（3）风险如何控：波动市场中如何锁定安全边际？

           三组核心概念：

行业共识：新政策下，80%电量保安全，20%电量博收益成为主流模式。

全国主要省份新能源机制电价政策对比表（截至2025年7月）

二、机制电量：保底电量的“双重防护网”

         1、核定逻辑

       （1）基础保障电量（≥80%）

工商业分布式项目的机制电量，原则上不低于年发电量的80%。这是因为工商业用电曲线与光伏出力高度匹配——白天发电多用电也多，80%的比例既能保障消纳，又能推动市场化。

举例：1MW项目年发电量120万度，基础保障电量就是96万度，剩余24万度进入市场交易。

         2、调节保障电量（5%-10%）

应对两类突发场景：

l用户减产：企业生产调整导致用电减少时，补充自用电缺口，避免低价弃光。

l电网调峰：高峰时段优先响应调度指令。

关键点：调节保障电量的电价结算更复杂，补充用户缺口可能按机制电价算，参与调峰则可能执行专项补偿价，具体要看地方细则。

警示：保量≠保收益！某项目因用户减产，调节电量被迫执行0.25元/度调峰价，收益缩水15%。

三、机制电价：“动态混合定价”实战拆解

          1、三重定价逻辑

         2、复合计算示例

煤电价0.4元 → 基准值0.36元（0.4×90%）

消纳超额→上浮5% → 0.378元（0.36×1.05）

绿电溢价0.45元 → 最终价 0.425元（0.378×0.45/0.4）

优势：既规避煤价波动风险，又分享绿电市场红利。

四、市场电价：20%电量的“收益倍增术”

         1、两条核心赛道

        2、血泪教训

l某佛山工厂未装合规电表，错失季度绿电交易溢价0.15元/度。

l浙江工商业项目配置储能后，现货收益提升37%。

五、收益实测：1MW项目6年回本

【案例】河南某商场1MW光伏项目，总投资300万元，年发电量120万度，商场消纳70%，用户电价0.43元；机制电量80%、市场交易电量20%；机制电价0.378元，绿电交易均价0.425元(占市场电量的70%)，现货交易均0.255元(占市场电量的30%)。

用户电价收入=120×70%×0.43=36.12万元

余电上网电量=120×30%=36万度；

机制电量收入=36×80%×0.378=10.89万元

绿电交易收入=36×20%×70%×0.425=2.14万元

现货交易收入=36×20%×30%×0.255=0.55万元

总收入=36.12+10.89+2.14+0.55=49.7万元

             项目投资回收期=300*49.7≈6.04年