20余省份機(jī)制電價揭曉！上海比山東高84%，浙江比遼寧高31%??專家：企業(yè)用電成本仍有下降空間

每經(jīng)記者｜周逸斐    每經(jīng)編輯｜魏文藝    

“去年5月31日之后，我們就暫停投資新的光伏項(xiàng)目。”

山東某分布式光伏項(xiàng)目負(fù)責(zé)人周博（化名）算了一筆賬：即便他已投產(chǎn)的存量光伏項(xiàng)目，按0.3949元/度的燃煤標(biāo)桿電價作為機(jī)制電價，回本周期也從6.5年拉長至8年。上網(wǎng)賣電收益明顯下滑，讓他決定暫停投建光伏電站，轉(zhuǎn)身投入到光伏EPC（工程總承包）行業(yè)。

周博之所以改變投資計劃，源于去年2月國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(lián)合印發(fā)的 《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”） 。該文件要求新能源發(fā)電全面參與電力市場交易，取代以往的保障性收購制度，并設(shè)立“機(jī)制電價”作為新能源增量項(xiàng)目的保障，需通過省級出臺細(xì)則，并由各省市競價確定。

根據(jù)“國家電網(wǎng)新能源云”數(shù)據(jù)，2025年9月至12月期間，山東、上海、江蘇、河北等20余個省份已公布當(dāng)?shù)貦C(jī)制電價結(jié)果。

《每日經(jīng)濟(jì)新聞》記者（以下簡稱“每經(jīng)記者”）梳理發(fā)現(xiàn)，從東部沿海到西北內(nèi)陸，新能源新增項(xiàng)目的最高與最低電價差距超過一倍——新增風(fēng)電項(xiàng)目的機(jī)制電價中，新疆最低僅0.195元/度，而重慶、湖北、浙江等地接近0.40元/度。

光伏機(jī)制電價的差距更為明顯。上海高達(dá)0.4155元/度，比山東（0.225元/度）高了84%；北京為0.3598元/度，比寧夏（0.2595元/度）高了38%；浙江為0.3929元/度，比遼寧（0.300元/度）高了31%。而新疆（2026年）則低至0.15元/度，與競價最低限持平。

各地機(jī)制電價差距較大的原因是什么？機(jī)制電價是如何制定的？實(shí)行機(jī)制電價后，新能源電廠的收益會受到多大影響？企業(yè)的用電成本又會發(fā)生怎樣的變化？圍繞這些問題，每經(jīng)記者展開了深入調(diào)查。

地域價差顯著：風(fēng)光電價的“南北梯度”與“品類分化”

“136號文”以2025年5月31日為界劃分存量項(xiàng)目與增量項(xiàng)目。

國網(wǎng)能源研究院財會與審計研究所價格室副主任姚力接受每經(jīng)記者微信采訪時進(jìn)一步透露，從已公布的省市細(xì)則來看，存量新能源項(xiàng)目的機(jī)制電價區(qū)間在0.26元/度—0.45元/度之間。

其中，廣東、海南、湖北、上海、浙江等省（市）的存量項(xiàng)目電價普遍超過0.40元/度；而新疆、寧夏等地存量項(xiàng)目電價普遍在0.30元/度以下。

與存量項(xiàng)目不同，2025年5月31日之后并網(wǎng)的新能源增量項(xiàng)目，所有上網(wǎng)電量都必須進(jìn)入電力市場交易，機(jī)制電價通過自由競價確定。

每經(jīng)記者整理發(fā)現(xiàn)，各省份增量項(xiàng)目機(jī)制電價呈現(xiàn)出明顯的地域差異。

具體來看，部分經(jīng)濟(jì)大省的機(jī)制電價貼近煤電基準(zhǔn)價。以上海和北京為代表，其電價與煤電基準(zhǔn)價齊平，上海風(fēng)光電價均達(dá)0.4155元/度，北京風(fēng)光電價均達(dá)0.3598元/度。

而在新能源資源豐富的地區(qū)，機(jī)制電價大幅低于煤電基準(zhǔn)價。比如2025年—2026年，甘肅“風(fēng)光同場”項(xiàng)目電價低至0.1954元/度，較當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價下降約37%；2026年，新疆風(fēng)電機(jī)制電價為0.210元/度，光伏電價僅為0.150元/度；山東的光伏機(jī)制電價為0.225元/度，比當(dāng)?shù)孛弘妰r0.3949元/度低了43%。

云南、江西、河北等省份形成了中間價區(qū)域，電價介于高低價區(qū)之間。其中，云南風(fēng)電、光伏電價分別為0.332元/度、0.33元/度；江西風(fēng)電、光伏電價分別為0.375元/度、0.33元/度；河北的電價則保持在0.33元/度—0.35元/度之間。

不難看出，新能源增量項(xiàng)目的機(jī)制電價跨度極大。風(fēng)電項(xiàng)目方面，甘肅的價格為0.195元/度，而上海、重慶的價格接近0.40元/度；光伏項(xiàng)目方面，價格最低為新疆的0.15元/度，價格最高的上海超過0.40元/度。

定價邏輯拆解：資源稟賦、消納能力與政策偏好的三重影響

為何各省機(jī)制電價會出現(xiàn)如此大的差距？

清華大學(xué)電機(jī)系副教授郭鴻業(yè)接受每經(jīng)記者書面采訪時表示，競價結(jié)果反映了不同地區(qū)對于未來新能源發(fā)展的規(guī)劃和當(dāng)前市場的競爭程度。

郭鴻業(yè)指出，對于負(fù)荷需求高但新能源資源稟賦不足的區(qū)域，例如上海等外購電量比例較高的省份，把推動本地綠色能源發(fā)展、滿足本市的綠電供應(yīng)需求作為目標(biāo)，所以機(jī)制電價較高。也有部分省份，存在完成非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重考核指標(biāo)或者完成本省的固定資產(chǎn)投資任務(wù)等特殊需要，也造成機(jī)制電價偏高。

另有業(yè)內(nèi)人士向每經(jīng)記者透露，在部分地區(qū)，新能源企業(yè)之間還存在“組團(tuán)報價”行為，這種基于市場利益的操作，也會對最終形成的機(jī)制電價產(chǎn)生影響。

在新能源資源豐富、本地消納能力相對有限的區(qū)域，如甘肅，其高比例新能源裝機(jī)導(dǎo)致現(xiàn)貨市場價格走低，因此新增項(xiàng)目的機(jī)制電價也相應(yīng)偏低。

不止甘肅，山東作為全國首個公布機(jī)制電價競價結(jié)果的省份，其光伏競價較低且明顯低于風(fēng)電的情況，也一度成為行業(yè)熱議話題。此外，遼寧、湖北等省份也呈現(xiàn)類似趨勢。

對此，郭鴻業(yè)進(jìn)一步解釋，第一，從發(fā)電時間來看，風(fēng)電出力曲線具有較好的持續(xù)性與平滑性，出力高峰多集中于夜間與清晨，與電力負(fù)荷的晚高峰時段具有較高的時空耦合度，有效緩解了系統(tǒng)的調(diào)峰壓力。而光伏發(fā)電具有顯著的間歇性與正午集中性，其出力峰值往往對應(yīng)負(fù)荷低谷期，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場出現(xiàn)“供過于求”的局面，邊際出清價格較低。

第二，從市場方面來看，當(dāng)前光伏裝機(jī)容量在部分區(qū)域呈現(xiàn)供給過剩狀態(tài)，導(dǎo)致在機(jī)制電量競價中申報充足率過高，形成激烈的價格競爭。反之，風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模相對受限，競價空間較大。

第三，從用電成本來看，光伏發(fā)電的集中出力加劇了電網(wǎng)的凈負(fù)荷波動，產(chǎn)生了更高的系統(tǒng)平衡成本與輔助服務(wù)成本。在市場化結(jié)算機(jī)制下，這部分成本通過價格信號反饋至發(fā)電側(cè)，導(dǎo)致光伏的機(jī)制電價被壓低。而風(fēng)電因具有較低的度電系統(tǒng)成本和較高的容量可信度，因而獲得了更高的價格溢價。

競價規(guī)則解碼：從低價出清到 “多退少補(bǔ)” 的收益平衡術(shù)

為何各省機(jī)制電價競價結(jié)果不一？機(jī)制電價究竟是如何確定的？

這一問題的答案，恰恰也是理解有些發(fā)電企業(yè)為何甘愿報低價爭搶入圍資格的關(guān)鍵。

姚力向每經(jīng)記者介紹了競價的總體邏輯：2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項(xiàng)目，機(jī)制電價由各地每年組織競價確定。競價時，按照各項(xiàng)目方的報價從低到高排序入選，以最后一個入選項(xiàng)目報價作為所有入選項(xiàng)目的機(jī)制電價，但該價格不得超過設(shè)定的競價上限。

郭鴻業(yè)舉例道，假如某地區(qū)針對光伏項(xiàng)目設(shè)置5000萬度的機(jī)制電量總競標(biāo)規(guī)模，要求當(dāng)?shù)毓夥娬卷?xiàng)目申報電價和電量，按照“報價從低到高”的順序依次出清，并設(shè)計了機(jī)制電價申報的上下限（例如競價下限為0.1元/度，上限為0.3元/度）。

競價和出清邏輯如下：

之后，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)會將入選項(xiàng)目由低到高依次排序，直到滿足機(jī)制電量總規(guī)模：電站A、電站B因申報價格較低，且兩者總申報電量合計3500萬千瓦時，未達(dá)到5000萬度的機(jī)制電量總競標(biāo)規(guī)模，因此優(yōu)先全額入圍。

剩余1500萬千瓦時的機(jī)制電量額度，按報價從低到高選擇電站C，但僅把1500萬千瓦時的電量納入機(jī)制保障，剩余500萬千瓦時電量則無法享受機(jī)制電價保障（具體示意圖如下）。

因此，本次競價的機(jī)制電價就是C電站的申報價格——0.25元/度。

由于電站D報價高，未能入圍機(jī)制電量范圍，發(fā)電量原則上全部進(jìn)入電力市場（如中長期交易、現(xiàn)貨交易等），價格完全由市場決定。

因此，如今新能源發(fā)電企業(yè)的電量收入主要由兩部分構(gòu)成：機(jī)制電量收入、機(jī)制外電量收入。

其中，機(jī)制電量部分，按照機(jī)制電價與市場均價之差進(jìn)行差價結(jié)算——當(dāng)市場交易均價低于機(jī)制電價時，新能源項(xiàng)目收益降低，電網(wǎng)公司向發(fā)電企業(yè)支付差額，即“少補(bǔ)”；當(dāng)市場交易均價高于機(jī)制電價時，新能源項(xiàng)目收益增加，發(fā)電企業(yè)向電網(wǎng)公司支付差額，即“多退”。

機(jī)制外電量部分，則按照交易規(guī)則參與中長期交易、現(xiàn)貨交易結(jié)算。

相較于完全進(jìn)入無保障的市場化交易，“虧也得競價，不然只會虧得更多”成為不少新能源發(fā)電企業(yè)的真實(shí)寫照。而為確保入圍機(jī)制電量，發(fā)電企業(yè)在實(shí)際競價過程中采用低價政策，進(jìn)而形成價格踐踏，使得機(jī)制電價進(jìn)一步降低。

針對這一現(xiàn)狀，姚力認(rèn)為，市場競價行為恰恰能擠出此前新能源上網(wǎng)電價中存在的“水分”，反映出真實(shí)的新能源發(fā)電成本。

企業(yè)承壓轉(zhuǎn)型：回本周期拉長倒逼投資策略調(diào)整

收益的下行，影響了發(fā)電廠的積極性。

一位業(yè)內(nèi)人士告訴每經(jīng)記者，不少發(fā)電集團(tuán)對新能源項(xiàng)目投資普遍持觀望態(tài)度，尤其是光伏領(lǐng)域。它們要等省份實(shí)施細(xì)則全部落地，組織專門團(tuán)隊(duì)綜合研判各地項(xiàng)目盈利空間后，再做進(jìn)一步投資決策。

多位新能源項(xiàng)目負(fù)責(zé)人也告訴每經(jīng)記者，實(shí)施機(jī)制電價后，自家項(xiàng)目收益明顯不如此前。

“‘136號文’出臺得突然，當(dāng)時項(xiàng)目來不及在去年5月31日之前并網(wǎng)，只能被迫參與競價。”談及機(jī)制電價對收益的沖擊，山東一位陸上風(fēng)電項(xiàng)目開發(fā)商語氣沉重。他透露，自己企業(yè)在山東首輪競價中拿到70%的機(jī)制電量，這部分收益尚有保障，但剩余30%的電量只能進(jìn)入現(xiàn)貨市場交易，現(xiàn)貨價格大概率低于0.319元/度的風(fēng)電機(jī)制電價。據(jù)他測算，自己在建的項(xiàng)目原本計劃八九年就能回本，如今拉長到12年至13年。

如今，山東2026年的競價工作已經(jīng)從2025年12月開啟，近期將公布競價結(jié)果。公開信息顯示，山東2026年競價機(jī)制電量總規(guī)模達(dá)171.74億度，其中光伏機(jī)制電量39.46億度，規(guī)模約是2025年（12.94億度）的3倍。

山東省太陽能行業(yè)協(xié)會常務(wù)副會長兼秘書長張曉斌告訴每經(jīng)記者：“我預(yù)判的理想結(jié)果是0.25元/度至0.26元/度，只要比2025年的0.225元/度高一點(diǎn)就行。”

“一個常規(guī)戶用光伏電站在申報時計入租金與EPC成本后，若結(jié)算電價處于0.24元/度至0.25元/度區(qū)間，僅能覆蓋成本；達(dá)到0.26元/度，才有可能實(shí)現(xiàn)微利。”張曉斌說。

在2025年山東光伏競價結(jié)果已處于低位的背景下，市場難免產(chǎn)生疑問：2026年光伏項(xiàng)目方是否會普遍傾向抬高報價？

張曉斌否認(rèn)了上述可能性，他表示，當(dāng)前分布式光伏企業(yè)普遍秉持“少虧就是賺”的心態(tài)。“即便0.26元/度的結(jié)算電價能實(shí)現(xiàn)微利，但如果企業(yè)按該價格報價，受政府設(shè)定的125%競價充足率限制，大概率會因報價過高未能入圍。一旦失去機(jī)制電量托底，項(xiàng)目將面臨全額虧損，損失反而更大。”

張曉斌補(bǔ)充道，從當(dāng)前山東電力現(xiàn)貨市場交易情況來看，項(xiàng)目收益僅能覆蓋設(shè)備材料成本，無法涵蓋租金、居間費(fèi)等其他開支。因此，多數(shù)企業(yè)會選擇報出自身成本底線價，優(yōu)先確保入圍資格。

另外，山東再次率先“求變”——自2027年起，戶用非自然人分布式光伏項(xiàng)目（分布式光伏包括自然人戶用光伏、非自然人戶用光伏、一般工商業(yè)光伏及大型工商業(yè)光伏四大類）將正式退出機(jī)制電價競價范圍。

這意味著，從2027年開始，戶用非自然人分布式光伏項(xiàng)目也不再享有機(jī)制電價的“托底收購”保障，必須全量進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場。

在“雙碳”目標(biāo)下，戶用光伏曾經(jīng)歷高速發(fā)展階段。尤其山東是全國戶用光伏裝機(jī)的“領(lǐng)頭羊”大省。國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2025年6月底，山東累計并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)9118.4萬千瓦，其中戶用光伏累計并網(wǎng)容量2878.2萬千瓦。

在戶用光伏約占全省新能源發(fā)電總裝機(jī)量近三分之一的背景下，山東為何選擇保留集中式光伏的機(jī)制電價資格，而將戶用非自然人分布式光伏項(xiàng)目剔除出競價范圍？

在張曉斌看來，山東是第一個推出該政策的省份，但絕對不會是唯一一個。

不容忽視的是，作為促進(jìn)新能源行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展的機(jī)制電價制度，本就是過渡性政策。

某央企發(fā)電集團(tuán)負(fù)責(zé)人告訴每經(jīng)記者，新能源的市場交易能力將成為新能源發(fā)電企業(yè)收益差異的主要因素，“新能源發(fā)電企業(yè)今后必須理性參與現(xiàn)貨市場報價了”。

由上圖可見，雖然機(jī)制電價相同，但現(xiàn)貨市場交易水平高的項(xiàng)目方，能獲得更高的結(jié)算電價。

值得注意的是，中長期合約也能給發(fā)電廠提前鎖定收益，為何光伏項(xiàng)目方仍要爭相報低價入圍機(jī)制電價，而非高比例參與中長期交易？

張曉斌向每經(jīng)記者解釋，中長期合同需明確約定交割期限，但光伏發(fā)電量具有隨機(jī)性、不可控性，買方若簽約將面臨較大的偏差考核風(fēng)險，這導(dǎo)致光伏項(xiàng)目一直很難在中長期電力市場找到買家。

上述情況在中國光伏行業(yè)協(xié)會的相關(guān)報告中得到了進(jìn)一步印證：2024年全年，山東省沒有任何光伏場站主動參與中長期合約交易。

市場風(fēng)向的轉(zhuǎn)變，并不意味著新能源企業(yè)再無盈利空間。

比如上市公司太陽能公告稱，公司將通過精細(xì)化管理，嚴(yán)格控制光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)及運(yùn)營成本，提高電力交易能力。具體到項(xiàng)目開發(fā)上面，著力加強(qiáng)靠近負(fù)荷中心的項(xiàng)目開發(fā)。

周博也發(fā)現(xiàn)，身邊不少同行將業(yè)務(wù)重心從全電量上網(wǎng)項(xiàng)目，轉(zhuǎn)向了高比例自發(fā)自用的負(fù)荷資源項(xiàng)目。“過去我們選項(xiàng)目，核心看屋頂面積；現(xiàn)在更看重消納能力，優(yōu)先選擇居民用電密集或是周邊有小型工商業(yè)用戶的區(qū)域。項(xiàng)目方再與用電企業(yè)簽訂協(xié)議提前鎖定消納量，比如每年發(fā)200萬度電，只要對方約定消納100萬度，項(xiàng)目收益就能基本穩(wěn)住。”

但周博不打算跟風(fēng)做這類項(xiàng)目。在他看來，賣給電網(wǎng)能直接結(jié)算回款，有保障。但賣給民營企業(yè)，這筆錢就成了應(yīng)收賬款。一旦企業(yè)營收不佳，很可能出現(xiàn)回款延遲甚至無法收回的情況。

終端成本變局：電價改革下的用戶側(cè)紅利釋放

企業(yè)用電成本會有什么變化？

姚力告訴每經(jīng)記者，用電企業(yè)支付的電價主要由“上網(wǎng)電價（每度電的‘出廠價’）+輸配電價（電力的‘運(yùn)輸價格’）+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)（回收保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的成本）+政府性基金及附加（用于公共基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)和公共事業(yè)發(fā)展）+線損折價（線路損耗的成本）”構(gòu)成。

“在機(jī)制電價實(shí)施后，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算的費(fèi)用要通過系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)疏導(dǎo)，企業(yè)承擔(dān)的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)有所上升，但隨著新能源全面入市加劇電力市場競爭，疊加技術(shù)迭代推動產(chǎn)業(yè)成本下降，將帶動上網(wǎng)電價降低。” 姚力補(bǔ)充道。

他進(jìn)一步舉例：假設(shè)在機(jī)制調(diào)整前，某個用電企業(yè)承擔(dān)的上網(wǎng)電價、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)分別為0.4元/度和0.05元/度；新能源全面入市后，差價結(jié)算增加系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)0.01元/度，但上網(wǎng)電價降了0.04元/度，若其他部分價格不變，企業(yè)承擔(dān)總電價較此前下降0.03元/度。

“因此，未來一段時期內(nèi)盡管系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)有所上漲，但上網(wǎng)電價的降幅可能超過系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的漲幅，最終降低了終端企業(yè)用電價格。”姚力強(qiáng)調(diào)。

新能源電量全部入市，還引發(fā)了一個關(guān)鍵問題：實(shí)施機(jī)制電價后，此前常態(tài)化出現(xiàn)的負(fù)電價現(xiàn)象究竟會緩解還是會加劇？

“差價結(jié)算機(jī)制落實(shí)后，短期加劇負(fù)電價現(xiàn)象具有一定必然性，這是高比例新能源全面市場化過程中結(jié)構(gòu)性矛盾的集中釋放，是高比例新能源電力市場機(jī)制完善的必然過渡過程。”郭鴻業(yè)直言，一方面，政策要求新能源電量全面進(jìn)入市場，而新能源裝機(jī)增速遠(yuǎn)高于全社會用電量增速，海量低價新能源電量涌入市場，勢必會壓低現(xiàn)貨市場邊際電價，負(fù)荷低谷期的供給盈余問題將更為凸顯。

另一方面，政策通過差價結(jié)算為新能源主體提供了收益保障，在一定程度上隔離了現(xiàn)貨市場價格波動的風(fēng)險。然而這種保障會進(jìn)一步加劇市場主體報負(fù)價的投標(biāo)決策行為。

郭鴻業(yè)解釋稱，由于大部分收益已通過場外機(jī)制鎖定，為確保被保障的電量能夠順利入圍，避免因報價過高無法出清導(dǎo)致穩(wěn)定收益損失，新能源主體更傾向于在電力過剩時段采取激進(jìn)的低價甚至負(fù)價策略來優(yōu)先出清，而在現(xiàn)貨市場中通過抬價來獲取額外收益的動力不足。

“疊加多數(shù)市場對于企業(yè)主體的申報限價和出清限價逐漸放寬，但是出清價格下限設(shè)置相對較高，因而對負(fù)電價的約束減弱。即便現(xiàn)貨市場出清電價為負(fù)，新能源主體整體收益受到的沖擊程度也相對可控，其仍有動力維持發(fā)電以避免機(jī)制電量未能出清而損失穩(wěn)定收益。”

但郭鴻業(yè)也強(qiáng)調(diào)，長期來看，結(jié)算機(jī)制能引導(dǎo)資源高效配置，增加市場理性，有望推動負(fù)電價現(xiàn)象緩解。

值得注意的是，存量和增量新能源項(xiàng)目在現(xiàn)貨市場的投標(biāo)決策行為也存在一定差異。

免責(zé)聲明：本文內(nèi)容與數(shù)據(jù)僅供參考，不構(gòu)成投資建議，使用前請核實(shí)。據(jù)此操作，風(fēng)險自擔(dān)。

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