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　　张晓斌告诉记者，按照他此前对山东省内光伏电站的测算，一个正常的户用光伏电站在申报时算入租金和epc（工程总承包）成本，大约需要0.25元/千瓦时的结算电价才能保证项目基本利润。但是根据此次机制电价竞价结果，结合机制电价占八成、市场电价占两成计算，综合电价水平将低于0.2元/千瓦时。“如果以这个价格还能做到不赔，至少要满足三个条件：一是这个项目什么都没开始做，二是纯业主自投，三是没有任何居间费用。但对于大多数的项目来说，实现这三点是不现实的。”

　　也有行业人士认为，当前的时间节点比较特殊，过低的机制电价不一定会成为常态。中电力投融资联盟秘书长彭澎提出，从136号文正式发布到“531”节点只给了三个多月的抢并网时间，相对光伏电站的建设周期过于紧张。作为增量项目，如果错过机制电价的保障，将要面对比机制电价更低，而且很可能会持续走低的光伏市场交易电价，到时亏损会比现在更大。对于前期已经投入大量资源用以项目开发的新能源企业而言，报出一个能接受的最低价以争取入选资格，已经是眼下止损的最优解。

　　“以前一个收资齐全的新能源成熟项目，有将近二十个资方闻风而来，主动联系我们。现在是很多居间人拿着项目找不到能投的资方，我们估算，省内真正有落地能力的资方总共不超过十个，而且投资态度都很谨慎。”河南千家邦能源科技有限公司创始人范惠丽告诉第一财经记者，当前资方投资意向相对强烈的，一是以“自发自用、余电上网”的项目和源网荷储类一体化工商业光伏项目，二是新型储能电站。按照现行规则测算，前者有些项目已经能够在纸面上算得过来账，后者则是相对前瞻的战略性布局，关键在于提前抢占优质资源。

　　“这种改变类似于车主驶入高速公路时，不再根据行驶里程支付过路费，而只需按照占用的最大通行能力交纳固定费用。换言之，输配电费的逻辑从关注‘电量使用’的多少，转向了对‘容量资源’的占用。”北京电链科技双碳事业部总监郑颖对第一财经记者表示，新的计费方式主要考虑的是电网基础设施和容量资源等刚性成本，用户会根据自身的容量需求合理申报并且支付相应的容量费用，报得高了不划算，报得低了不够用，此举有利于提升资源的利用效率，并且减轻电网的系统调节压力。那些负荷率高于平均负荷率的企业，即生产均衡、设备能力利用高的企业，采用新能源就近消纳模式下的容量电费可以再省下一笔电费支出。

　　来自北京的一位新能源电站资深投资人李女士告诉第一财经记者，早在136号文出台以前，公司的关注重心就从全电量上网项目转向了高比例自发自用的负荷资源，但是开发起来并不顺畅。“像是电解铝、数据中心等企业属于大工业用户，他们跟政府前期洽谈的用电价格本来就偏低，而且全天的用电曲线比较平，不太适合搭配新能源电站去运行。现在我们的重点放在了一般制造业企业，可以配合风光的出力曲线去调节自身的生产节奏，但是因为电量有限所以对应的利润也相对薄一些。”

　　国网能源研究院原副院长蒋莉萍对第一财经记者表示，“十五五”规划研究及编制需根本转变传统思路，把风电、发电等新能源作为重要的技术要素在供电能力安排中加以考量。她建议重点关注三方面：一是科学评估可再生能源发电技术的容量置信度，重视地区资源特性和长时间低出力风险；二是根据各地具体情况加强对系统内各种灵活性资源情况的综合分析和科学评估，在此基础上编制本地区的电力系统调节能力专项规划；三是要关注投资者的项目经济回报问题并将其纳入政策保障措施的考量之中，以避免规划与实际脱节。