电价“剪刀差”来了：136号文后，电站运营该往哪走？
发布日期：2026/4/7
全国统一电力大市场的陆续推进，带给电力市场的所有参与者的影响，正从方方面面渗透到行业的发展中。在新能源发电侧，136号文无疑是影响最大的。
尽管国家创新性的出台了机制电价作为新能源全面入市的收益兜底，但从2026年1~2月的结算数据中可以看到，新能源电站，尤其是光伏电站的电价结算差价越拉越大。
以山东为例，受春节的影响，2月山东新能源结算均价进一步下探，其中光伏为0.073535元/千瓦时，风电为0.171349元/千瓦时，均低于1月的结算均价。其中光伏同口径5%电量对应均价最低为-0.0705元/千瓦时，最高的5%对应均价为0.166元/千瓦时，价差超过0.2元/千瓦时。
这一点无论是在工商业光伏还是集中式光伏场站都体现的尤为明显，光伏們了解到，部分工商业光伏项目电费单显示，上网电价一栏为负，2月的综合电费为0，这意味着业主要倒找给电网费用。
在集中式光伏场站中，以1月某央企的场站为例，最高的场站能超过0.3元/千瓦时，而最低的结算电价仅有0.12元/千瓦时，相差将近0.2元/千瓦时。
实际上，随着越来越多的省份进入现货连续运行阶段，这一情况也会覆盖到更多的区域。
电费收益=机制电量×机制电价+市场电量×市场均价±差价结算
这意味着，即使有机制电价竞价作为基本盘，但市场电费这一块的影响，会进一步放大不同场站的电价差。分析其中的影响因素，资源禀赋、节点电价、交易能力缺一不可。
面对电价差越拉越大的市场环境，电站运营需从粗放发电转向“精细化运营”，让每一度电发挥最大的价值。针对这一核心问题，行业也在进行多维度的探讨，包括电量与电价平衡、交易能力升级以及储能协同调度等。
一方面，要在电量与电价中寻找平衡，譬如，在机制电量保护下还是要应发尽发，提高设备健康水平是关键。同时根据现货价格的波动规律，选取电价最低时段开展检修；或者通过设备改造或优化，包括跟踪支架、关注组件的弱光效应，来增加高峰时段上网电力。
其次，不少企业开始愈发重视交易能力的打造，包括组建专业团队、提升预测精度以及优化中长期、现货+绿电的组合策略，让每一度电卖出最优价格。
第三，也有不少项目在寻找光伏配储的合适切入点，譬如通过配储进行峰谷套利，进而帮助光伏场站捕获高电价区，也可以由此优化发电曲线，减少两个细则考核或者限电等风险。
136号文的改革，是新能源从固定电价走向市场化的转折点。未来，能看懂电价逻辑、会做交易策略、善用储能调节的电站，才能在价差分化的市场中站稳脚跟，实现收益最大化。
来源：光伏们
