AC米兰官网-山东分布式光伏1月结算电价跟踪分析：最高超过4毛最低仅3厘

　　AC米兰·(中文)官方网站-Milan brand-日前，光伏們就机制电价实施之后，山东1月分布式光伏结算电价情况进行了分析报道（详见《》），近日，随着覆盖到的项目信息越来越多，发现几乎不同的电站的上网电价均不相同，最高结算单价有达到0.4447元/KWh，而最低的仅有0.0031元/KWh。

　　可以说，1000个项目有1000个结算电价，即使同一类型、同样的并网时间以及同样的机制电价与机制比例，甚至同一个村的项目，但不同项目的结算电价亦大相径庭。

　　根本的变化还是来自于《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》(鲁发改价格〔2025〕871号)，要求2026年1月1日起，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，不再执行固定电价，在市场外同步建立差价结算机制。山东省发改委在2月12日也发文提示新能源上网电费将会出现波动。

　　针对上述结算电价的差异，光伏們联合山东虹知数科从电力市场的角度，就几个行业重点关注的问题（为什么结算价这么低？为什么从2025年12月仅过了一个月上网电量结算电费下降80%以上？怎么提高电站收益？），结合山东1月的实时数据进行了讨论分析，导致这一结果的核心因素在于以下三点：

　　上网时机&上网电量占比——项目出力与对应时段电价适配度（主要针对“自发自用，余量上网”的工商业分布式光伏）；

　　上网时机&上网电量占比——项目出力与对应时段电价适配度（主要针对“自发自用，余量上网”的工商业分布式光伏）；

　　一提光伏就是0.3949元/KWh上网价格的时代已经一去不复返了，2026年新能源电站均按照15分钟的节点电价结算，山东共有上千个节点，每个节点都可能不同。

　　首先科普一下节点电价的概念，引用一本国内权威书籍（《电力市场设计理论与运行实践》）——“某节点的边界电价反映的是在满足电力系统运行约束的情况下，该节点增加单位电量的负荷需求时，所引起的系统总购电费用的增加”。

　　除了概念，我们更关心的是为什么每个节点电价会有差异性。其实主要是电源与负荷空间错配（换句话说是电源（尤其是新能源）在某个地方装多了，如鲁北、鲁西南，但是用电方在较远的胶东、济南等地）和输电阻塞（输电通道没有办法满足大规模的新能源送出）。

　　举个身边的例子，电源与负荷空间错配就好比你在春节期间想在济南大明湖用网约车软件，价格大概率比从其他地方叫车要贵。平时这种价差并不明显，但是当节假日某个地方需求激增，即使供应充足，周边的道路也无法支撑大量网约车涌入同一个地方，于是临近的网约车便以高价接单。

　　理论枯燥，空口无凭，上数据。下图展示了2026年1月各地分布式新能源分时均价，以及8:00~16:00各地分布式新能源的算术平均实时价格，可以直观地看到差异性。

　　其实1月节点电价差异性还是有限，各个电站上网结算价格的差别主要还是来自“什么时候上网”。上文提到新能源按照15分钟的节点电价结算，在电力现货市场的背景下，每个15分钟的电价都不同，下图呈现了2026年1月全月的分时电价，波动范围在-0.09~1.291元/KWh（为方便展示，按照每小时全省各个节点加权均价统计）。

　　假如你在1月26日上午10点1.2元时多发1度电，隔壁老王的电站偏偏在1月25日10点-0.08元多发1度电，假设其他时段你们电站发电量都一样，你们因为这一度电，电费就差了1.28元。因此，在电力现货背景下，电价取决于供需，阴天（1月26日）你多发电，就相当于在冬天卖西瓜，你的电费自然会高。

　　再用一个案例直观的展示为什么工商业分布式光伏上网结算电价普遍偏低，且差距较大。

　　下面展示了一家企业1月25日（蓝色）和1月26日（橙色）连续两天的电网用电情况（为方便对比，我将两天非光伏出力时段的用电修正为一致，保留了白天真实的用电量）；另一图是山东省现货实时分时价格。

　　25日（蓝色）企业白天基本没有用电网的电，而且在时段12~14用电量为0，说明光伏发的电完全足够企业用电，而且还可以“余量上网”；

　　26日（橙色）企业白天大量使用电网的电，说明光伏发电无法支撑企业用电，更不要说“余量上网”。

　　25日（蓝色）企业白天基本没有用电网的电，而且在时段12~14用电量为0，说明光伏发的电完全足够企业用电，而且还可以“余量上网”；

　　26日（橙色）企业白天大量使用电网的电，说明光伏发电无法支撑企业用电，更不要说“余量上网”。

　　26日（橙色）全天受风电和光伏出力不足，电价处于高位，中午更是超过1200元/MWh以上（1.2元/KWh），但是这与工商业分布式光伏就没什么关系了，因为完全没有“余量上网”。

　　26日（橙色）全天受风电和光伏出力不足，电价处于高位，中午更是超过1200元/MWh以上（1.2元/KWh），但是这与工商业分布式光伏就没什么关系了，因为完全没有“余量上网”。

　　这下能看出为什么工商业分布式光伏上网电量越少，其单价越低了吧。核心就一句话——能上网的时候价格低甚至负电价，高价时没有上网电量。

　　下图为同一地级市的34个工商业分布式光伏项目2026年1月结算结果统计，大部分为存量项目（2025年5月31日前并网），纵坐标为上网电量占发电量比例，横坐标为上网电量结算价格。可以看出，上网电量占比越高，结算单价越高。二者的皮尔森相关系数超过0.7，属于强正相关。

　　不过，注意两个特殊项目，一是图中最右边那个点，即上网电量40%，电价0.44元/KWh，该项目不是例外，而是补贴项目；二是左上角的点，即上网电量57%，电价0.05元/KWh，该项目为新增项目（2025年5月31日后并网），没有机制电量的场外结算。

　　最后看一个极端的案例，为什么集中式光伏和全额上网的分布式光伏普遍结算单价较高，如下图，因为即使天再阴，这类项目都会在高价时多少上网一些电。

　　下面展示两张电费单，上网部分结算电价相差超4倍，0.0619元/KWh VS 0.27元/KWh，主要区别在于机制电量规模。两个项目机制电量分别为24422和14634KWh，相差不到1倍，但是上网电量却为102,240KWh和19,734KWh，相差近5倍。

　　因此，自用比例越低，通常上网结算单价越高，这与上文的统计结果得出的结论一致。

　　然而，这并不代表自用比例越低项目收益越差，毕竟合同能源管理模式下，自用部分的电价仍然较高（替代了电网相关费用）。

　　不长篇大论，顺着上面的思路探索。节点问题从电站层面不易解决，但是上网时机的把握，交易品种的选择可以充分优化，基本可以总结为“提前越策价格 + 实时检测价格 + 中长期价差套利 + 环境溢价锁定”。

　　上网时机方面，不仅通过电站自身调节，屋顶下面的柔性负荷也可以参与其中。例如，当了未来三天的电价，对于可以调节生产环节的用户（如水泥行业）则可以根据价格波动提前规划产能，从而控制光伏上网电量和时机。不过，对上网电量控制也要实时监测及规划，因为机制电量是受发电量、上网电量、自用电量综合影响，机制电量以外的上网电量均发在正电价时是收益的优化方案。

　　聚合参与中长期交易，也可以锁定基础收益。中长期市场是山东电力市场的“压舱石”，可有效平抑现货价格波动风险。然而，单独参与中长期交易议价能力弱，聚合参与是最优选择。

　　此外，及今年绿证市场经常出现过山车行情，选择绿证交易的最佳时机，亦可通过环境溢价支撑收益。

　　2026年1月山东光伏结算价格的波动与差异，本质是新能源全量入市后，市场机制发挥作用的必然结果——固定电价的“躺赚”时代已过，精细化运营、市场化适配成为光伏项目盈利的核心。

　　总结来看，不同上网方式决定了结算的基础逻辑，节点位置影响了价格的隐性差距，上网曲线则决定了收益的上限，三者共同构成了光伏结算价格的核心影响体系。而后续要实现盈利提升，关键在于“现货优化控波动、聚合参与锁收益”，既要精准把控日内电价曲线与节点红利，也要借助聚合力量降低市场风险，锁定基础收益。

　　可以看到的，对于分布式光伏而言，主动交易一定比被动接受市场电价的收益更高，随着1月电价结算出炉，已经有越来越的项目业主意识到分布式光伏聚合交易的必要性了，这也将成为大势所趋。