2025年，隨著“136號文”的正式實施，光伏上網的固定電價時代宣告終結，以往“躺贏”的收益模式不復存在。近期，隨著山東、浙江等多個地區完成全面入市后的首月電費結算，上網電價的大幅下滑再次引發了行業關注。

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

從機制電價0.3949元/千瓦時來看，A、B、C、D四個項目均為存量項目，結合機制電價比例以及上網模式則可進一步判斷A、B、C三個項目為工商業分布式光伏項目，D為自然人戶用分布式光伏項目。

電費明細顯示，上網電量電費包含三大部分，市場化電費、機制電費以及補貼(注：上述四個項目均不含補貼)。根據山東省發改委有關分布式新能源全量入市結算政策的解讀，市場化電費又包含電能量電費(上網電量*所在地市現貨實時市場價格)和市場化運行費用，市場化費用現階段為優發超出優購曲線匹配偏差費用，1月為-0.007948元/千瓦時。

值得重視的是，項目C的機制差價電費顯示為“0”，這主要在于根據《山東省新能源可持續發展差價結算實施細則》，余電上網的新能源項目月度機制電量計算公式為：月度機制電量=月度發電量×月度機制電量比例-(月度發電量-月度上網電量)-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87%的項目C月度機制電量為負值，因此無法享受機制差價電費。

而同為工商業分布式光伏的A、B、C項目，最終上網電量度電電價卻各不相同，除了機制電量因素外，實際上網交易獲得的千差萬別的電價同樣影響甚大，有的近1毛/度，有的卻低至2厘/度，這與項目的節點電價、交易時間對應市場電價等緊密相關，換言之電力市場中不同時段、不同位置的電力具有不同的價值，考驗著每個項目業主的運營能力。

相比山東，暫無消納之憂的浙江省分布式光伏項目上網電價仍較為可觀。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格接受者參與現貨市場，按照現貨實時市場同類項目(分風電、光伏兩類)月度平均價格結算，1月光伏項目市場交易均價為0.347963元/千瓦時。

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

當然，以上僅是1月份電價，新的一月電力市場不同的供需情況又將產生新的上網電價，機制電價差價也將隨之變動。