国家标杆电价已成历史，现在是指导价加市场化
2020年起，光伏上网电价执行指导价政策，不再是全国统一标杆价。具体说，I类资源区（宁夏、青海等）0.35元/千瓦时，II类（京津冀等）0.4元/千瓦时，III类（其他地区）0.45元/千瓦时。这是含税价，且是集中式电站的指导上限。分布式光伏自发自用余电上网，上网部分执行当地燃煤基准价，各地不同，山东0.3949元，江苏0.391元，广东0.453元。这个价格是基础，实际交易可能更低。
厂房光伏的账：不是看电价，是看LOCE
厂房业主别盯着那几毛的上网电价，关键算平准化度电成本。我们去年在浙江一个2万平彩钢瓦屋顶项目，装机2.1MW，总投资756万，折合单价3.6元/W。首年发电228万度，25年衰减后总发电量约5200万度。算上运维、清洗、逆变器更换成本，全生命周期LOCE约0.32元/度。业主自用电价0.85元，余电上网0.4153元，自发自用比例做到78%，内部收益率IRR能到14.7%。这才是真实回报。
踩坑实录：电价签得高，结算可能打七折
纸上电价全是虚的，结算条款才是命门。河北一个项目，合同签0.372元/度，但加了“根据电网调度指令限发时不结算”条款。结果一年因电网限电损失了15%的发电量，这部分一毛钱没有。另一个坑是“保障性收购小时数”之外的电量，河北是1300小时，超出的部分要么低价市场化交易，要么弃掉。去年市场化交易均价只有0.282元，比基准价低一大截。签合同前不看清楚这些细则，电价再高也是画饼。
未来价格走势：只跌不涨，靠容量和碳收益找补
光伏上网电价趋势就是下行，明年指导价可能再降5分。想维持收益，必须从别处找补。第一是增大自发自用比例，这是最高收益的电价。第二是参与绿电交易，现在有溢价，江苏有项目绿电卖到比基准价高8分。第三是考虑配置储能，山东有些时段峰谷差价能到0.8元，光储一体化能把低价电存起来高价用。第四是碳资产，虽然现在CCER没开，但可以先做碳盘查，把数据攥在手里，等政策放开立刻变现。
给老板的终极建议：锁死自发自用，死磕工程质量
别管国家回收价多少，厂房光伏的核心逻辑是“自发自用，余电上网”。自用比例必须锁死在70%以上，这直接决定项目生死。工程上，组件用一线品牌，逆变器选售后网点多的，支架镀锌层厚度必须达标。我们见过太多为了省两毛钱单价，用劣质支架三年就锈穿的案例，后期维修成本是初始节省的十倍。电价是政策给的，但发电量是设备和技术拼出来的。一线干十年就一句话：电价是变量，发电量是根本，把系统效率做到81%以上，比去电网公司吵电价管用得多。
