广东省实施的光伏机制电价，其核心在于通过一个市场化竞价过程，为不同类型的项目确定一个基准价格（即“机制电价”），并在此基础上参与电力市场，项目最终收益由“机制电价”与市场价格之间的差价决定。这项改革将直接影响项目的收益确定方式和稳定性。

为了帮你快速理解，下表梳理了这项政策对不同项目类型的核心影响：

机制电价对项目收益的具体影响

机制电价本身并非最终售电价格，但它构成了项目收益的基础和风险缓冲垫：

收益波动性增加：所有项目最终的电费结算价都会受电力现货市场价格波动影响。市场电价可能高于或低于机制电价，这意味着收益可能增厚，也可能减少，引入了市场风险。

鼓励低成本与技术先进：增量项目通过“价低者得” 的竞价方式获取机制电价。首次竞价（0.36元/千瓦时）低于存量项目固定电价（0.453元/千瓦时），反映出市场竞争促进了成本降低。这驱动开发商必须优化技术和成本控制。

提升系统灵活性价值：为适应新能源波动，广东电力现货市场价格波幅加大（下限-50元/兆瓦时，上限1800元/兆瓦时）。这为配套的储能、需求响应等灵活性资源创造了套利空间，间接影响光伏项目搭配储能的经济性模型。

让我们举例说明机制电价对项目收益影响

假设一个在2025年并网的分布式光伏项目（属“增量项目”）：

情景一：项目成功中标，获得机制电价
假设该项目在首次竞价中以0.36元/千瓦时中标，则获得了未来12年0.36元/千瓦时的收益基准。

1.某时段市场价高于机制电价：若某月现货市场平均电价为0.45元/千瓦时，其结算收益将高于0.36元/千瓦时的基准，获得额外市场收益。

2.某时段市场价低于机制电价：若某日正午光伏大发，现货市场出现负电价（如-0.02元/千瓦时），其结算时仍需按规则与机制电价进行差价结算。虽然此时收益会受到负面影响，但0.36元/千瓦时的机制电价提供了一个重要的缓冲垫，避免了收益完全跟随市场跌入深谷。

情景二：项目未参与竞价或未中标

该项目没有机制电价，其上网电量完全按电力现货市场价格结算。

1.在电力紧张、电价高企时，可能获得更高收益。

2.在光伏集中发电、供大于求的时段（如午间），将直接承受现货市场的低电价或负电价冲击，收益波动性远大于拥有机制电价的项目。

广东省的光伏机制电价改革为项目收益带来了“双刃剑”效应：一方面为存量项目和竞价成功的增量项目提供了长期、稳定的收益基准，降低了绝对风险；另一方面将所有项目都推入了波动的电力市场，收益与市场供需紧密挂钩，对开发商的成本控制、市场预测和运营策略提出了更高要求。