根据国家发展改革委、国家能源局发布的《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》（以下简称《通知》），新能源上网电价全面由市场形成，并引入“机制电价”与“差价结算”模式。
在此框架下，工商业分布式光伏项目的收入计算逻辑被重构，需综合考虑场内收入和场外收入两大核心部分。
具体如下：
图片来源：光伏卖碳翁
PART1
收入计算框架
场内收入+ 场外收入
工商业光伏项目收入的计算公式为：
项目总收入= 场内收入 + 场外收入
其中：
◆场内收入 = 市场电价 × 实际发电量（随行就市）
场内收入是指工商业光伏项目通过市场交易获得的收入。
这种随行就市的定价方式使得光伏项目的场内收入紧密与市场行情挂钩，项目运营方需要密切关注市场电价的波动，以便合理安排发电和售电策略，提高场内收入。
◆场外收入 = （机制电价 - 市场交易均价） × 机制电量（差价结算）
场外收入是指工商业光伏项目因享受机制电价政策而获得的额外收入。
场外收入的存在主要是为了在市场电价较低时，通过机制电价的差价补贴，保障光伏项目的收益稳定性，降低市场波动对项目收益的影响。
PART2
场内收入
市场化交易主导
核心逻辑：工商业光伏项目需通过电力市场交易获得电价收益，电价由供需关系决定。
1. 交易模式
◆直接参与市场：项目作为独立主体报量报价，或作为“价格接受者”参与交易。
◆聚合商代理：通过第三方聚合商整合多个分布式光伏项目电量，形成规模效应后参与市场，降低交易成本。
2. 市场电价波动因素
◆时段差异：光伏发电集中在午间，此时市场供过于求，电价较低；晚高峰需求高但光伏出力不足，电价可能较高。
◆区域供需：电力供需宽松地区（如西北）电价可能持续低位，而东部负荷中心电价波动更大。
3. 收益风险
市场电价波动直接影响场内收入，需通过绿电交易、中长期合约锁定部分收益。
PART3
场外收入
机制电价差价补偿
核心逻辑：为平抑新能源发电的波动性对收益的影响，政策引入“机制电价”作为基准，通过差价结算实现收益稳定。
1. 机制电价定义
◆存量项目（2025年6月1日前投产）：其电量规模衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。
机制电价按现行政策执行，不高于当地煤电基准价。
◆增量项目（2025年6月1日后投产）：其电量规模考虑非水可再生能源电力消纳责任权重和用户承受能力。
机制电价通过市场化竞价确定，由省级部门设定竞价上限（考虑成本、绿电价值等）。
报价从低到高确定入选项目，机制电价取最高报价，不高于竞价上限。
2. 差价结算规则
◆补偿机制：若市场价低于机制电价，电网企业补足差额，即“少补”；若市场价高于机制电价，差额需返还给电网，即“多退”。
◆电量规模：纳入机制的电量比例动态调整，增量项目根据消纳责任权重完成情况确定。
3. 执行期限
存量项目按原政策期限执行，增量项目按投资回收期设定（通常10-20年）。
4. 机制电量按月结算
◆电力现货连续运行地区：市场交易均价为月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格。
◆电力现货未连续运行地区：市场交易均价为交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格。
PART4
特殊考量
工商业分布式光伏
1. 自用比例与余电上网
◆大型工商业项目可选择“自发自用余电上网”模式，自用电量收益由协议电价决定，余电按市场价结算。
◆现货市场试点地区，余电可参与实时交易，优化收益。
2. 聚合交易与偏差考核
分布式光伏可通过聚合商参与市场，但需承担出力预测偏差风险，超发或少发电量按市场均价结算。
3. 政策衔接风险
非自然人项目不得以自然人名义备案，需明确权责关系，避免法律纠纷。
PART5
收入计算步骤
工商业分布式光伏
1. 确定项目类型
首先需要确定工商业光伏项目是存量项目还是增量项目。
存量项目和增量项目在电量规模、机制电价和差价结算机制上有所不同，因此需要根据项目并网投产时间进行区分。
2. 收集数据
◆市场电价：通过参与电力市场交易或查询电力市场运营机构发布的价格信息获取。
◆实发电量：通过安装在光伏电站的电表等计量设备进行测量。
◆机制电价：根据国家政策和市场情况确定。
◆市场交易均价：根据所在地区的电力市场情况确定，电力现货连续运行地区采用月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格，电力现货未连续运行地区采用交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格。
◆机制电量：根据相关政策规定确定。
3. 计算场内收入
根据公式：场内收入 = 市场电价 × 实发电量 计算场内收入。
4. 计算场外收入
根据公式：场外收入 = （机制电价 - 市场交易均价） × 机制电量 计算场外收入。
5. 汇总总收入
总收入= 场内收入 + 场外收入
PART6
案例分析
收益测算模型
假设某工商业光伏项目年发电量1000万千瓦时
其中：
◆场内电量：800万千瓦时（市场均价0.35元/千瓦时）
→ 场内收入=800×0.35=280万元
◆场外电量：200万千瓦时（机制电价0.4元/千瓦时，市场均价0.35元/千瓦时）
→ 场外收入=200×(0.4-0.35)=10万元
◆总收益=280+10=290万元
*注：若市场均价高于机制电价，场外收入可能为负值，需通过场内收益对冲风险。
PART6
未来趋势与挑战
收益
1. 绿证与碳交易补充收益
绿电溢价和碳配额交易可能成为额外收入来源。
2. 储能配置需求
为平滑出力曲线，降低市场风险，储能或成标配，增加初始投资但提升长期收益稳定性。
3. 区域市场差异
东部负荷中心电价弹性高，但竞争激烈；西部消纳压力大，需依赖跨省交易。
PART8
结 论
工商业光伏项目收益
新能源电价市场化改革后，工商业光伏项目的收益计算需动态平衡市场风险与政策保障。
企业需通过精细化电力交易策略（如参与中长期合约、绿电交易）和技术升级（如出力预测、储能配置）提升竞争力。
长期看，市场化机制将加速行业整合，推动新能源从“政策驱动”向“市场驱动”转型。
