全國新能源電價市場化改革迎來關(guān)鍵突破！

9月11日，國網(wǎng)山東省電力公司向社會公示山東2025年新能源機制電價競價結(jié)果。結(jié)果顯示：

風(fēng)電入選電量59.67億千瓦時，中標價格為0.319元/千瓦時；

光伏入選電量12.48億千瓦時，中標價格為0.225元/千瓦時。

山東落地首個機制電價，標志著中國新能源上網(wǎng)電價市場化改革進入實質(zhì)落地階段。

山東的最大創(chuàng)新在于其“首創(chuàng)性”和“操作性”。此次競價工作圓滿完成，打破了其他省份的“觀望”態(tài)勢，不僅會影響山東的能源格局，也為其他省份提供了寶貴的實踐經(jīng)驗。

截至2025年9月初，雖然有超15省份出臺機制電價文件，但并未開展首輪競價。山東的行動為中東部負荷中心省份（如江蘇、浙江）提供了借鑒，尤其在綠電需求旺盛、電價承受力強的地區(qū)。

專家認為，這將加速全國新能源市場化進程，推動從“資源競爭”向“成本效率競爭”轉(zhuǎn)型。

風(fēng)電0.319元/千瓦時，光伏0.225元/千瓦時，大家問得最多的是，這個價格是高還是低？

總體而言，這次競價結(jié)果處于中等偏低水平，低于山東煤電基準價（0.3949元/千瓦時），光伏風(fēng)電分別下降43%，19.2%，下降幅度之大，讓很多投資商無法接受。

但客觀看，這個價格高于部分省份的市場交易均價和發(fā)電成本，體現(xiàn)了市場化改革的“降本增效”導(dǎo)向。我們可以從多個維度比較：

與煤電基準價比較：中標價遠低于0.3949元/千瓦時（風(fēng)電低18.8%、光伏低43%），符合136號文“機制電價不高于煤電基準價”的要求。這有助于降低系統(tǒng)整體電價負擔(dān)，推動新能源平價上網(wǎng)。

與全國/山東歷史電價比較：

風(fēng)電0.319元/千瓦時，低于2021-2024年山東風(fēng)電標桿價（約0.40-0.45元/千瓦時），但高于2025年全國風(fēng)電市場交易均價（約0.25-0.30元/千瓦時）。例如，2025年上半年全國風(fēng)電綠證+交易組合價約0.28元/千瓦時。

光伏0.225元/千瓦時，顯著低于歷史標桿價（0.30-0.40元/千瓦時），接近2025年全國光伏LCOE（平準化度電成本，約0.20-0.25元/千瓦時）。山東作為光伏大省，資源豐富，成本已降至0.20元/千瓦時以下，此價位覆蓋成本并有微利。

這次結(jié)果偏低的原因，還包括新能源成本持續(xù)下降（光伏組件價跌30%以上）、市場競爭激烈（山東裝機超1億千瓦，供給充裕）和政策導(dǎo)向（鼓勵低價項目優(yōu)先）。

總體上，這個價位“不高不低”：不高是因為市場化壓低了預(yù)期；不低是因為高于純成本，保障了盈利空間。相比2024年補貼退坡后的“零補貼”項目，這已屬積極信號。

另一個值得注意的問題是，山東這次雖然設(shè)立了機制電價，但是沒有差額補貼之說。

根據(jù)國家發(fā)改委和國家能源局2025年2月發(fā)布的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號文，以下簡稱“136號文”），新能源（風(fēng)電、光伏等）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價由市場交易形成。

136號文同時規(guī)定，建立“機制電價”結(jié)算機制，以保障新能源可持續(xù)發(fā)展和消納：機制電價通過省級競價確定，作為新能源發(fā)電量與市場交易電價的“差價結(jié)算”基準，確保發(fā)電企業(yè)獲得穩(wěn)定收入。

但山東規(guī)定，對于未納入機制電價的電量（即非機制電量），需全部參與電力市場交易（如中長期交易、現(xiàn)貨交易等），價格完全由市場決定。

《山東省新能源機制電價競價實施細則》（魯發(fā)改價格〔2025〕577號）以及相關(guān)解讀指出，新能源項目自2025年6月1日起投產(chǎn)的增量項目，其電量需通過市場化交易確定價格，機制電量部分按競價確定的固定電價結(jié)算，而非機制電量則完全隨市場價格波動，無額外補貼支持。

這意味著，如果市場交易價格低于機制電價，電站將直接承擔(dān)價格差帶來的收益損失。

還一個值得注意的點是，這次參與機制電價競價的新能源電站，并非100%的電量進入競價，風(fēng)電機制競價所有項目只競得70%電量，還有30%需要參與電力市場；光伏項目多一點，是80%電量參與競價。

這其實是一種“保價不保量”的設(shè)計。機制競價是政府給與新能源場站的一種電價保護通道行為，需要新能源場站通過競價的方式去競爭得到一個電價，政府根據(jù)最終的競價結(jié)果（風(fēng)電0.319元千瓦時、光伏0.225元/千瓦時）對新能源70%或80%電量保價，剩下30%或20%的電量在市場交易，能交易到什么價格就是什么價格。

很多人會問，那進入市場交易的電量，價格會不會高于機制電價呢？

根據(jù)山東市場以往經(jīng)驗和數(shù)據(jù)，大概率均價會低于機制電價。

因為山東現(xiàn)貨電價范圍是 -0.1  到1.5元/MWh,  新能源大發(fā)的時候基本0價甚至負電價。新能源本來就不穩(wěn)定，所以發(fā)電很多的時候基本價格也不會高。

這次參與獲得機制電價的電站，執(zhí)行期限是10年。有人會問，如果以后電價上漲了，這些項目是不是意味著會吃虧呢？

山東設(shè)計了一個退出機制。比如過了3、5年，電價上漲了。場站覺得不合算，就可以退出機制電價，直接跟市場進行交易。但是退出后就再也不能參與了。每個項目只有一次納入機制電量的機會。

是參與機制電量競價還是參與市場交易，電站可以自由選擇。目前來看，大多數(shù)新能源電站更愿意參與機制電價。

機制電價鎖定固定電價，保障基礎(chǔ)收益，適合風(fēng)險偏好較低的電站。

參與市場交易的電量，可能獲得高于機制電價的收益，但也需承擔(dān)價格下跌的風(fēng)險，尤其在山東無差額補貼的情況下，風(fēng)險更高。未納入機制電量的部分將顯著影響項目經(jīng)濟性和穩(wěn)定性，還考驗市場交易策略和運營能力。

總之，山東這次競價是新能源市場化的里程碑，對投資而言是“優(yōu)勝劣汰”的信號：低成本、高效率項目將受益，這將倒逼企業(yè)提升運營能力。開發(fā)者可聚焦技術(shù)升級和儲能耦合（如光儲一體化），這有助于優(yōu)化資源配置。