每經記者｜周逸斐    每經編輯｜魏文藝    

“去年5月31日之后，我們就暫停投資新的光伏項目。”

山東某分布式光伏項目負責人周博（化名）算了一筆賬：即便他已投產的存量光伏項目，按0.3949元/度的燃煤標桿電價作為機制電價，回本周期也從6.5年拉長至8年。上網賣電收益明顯下滑，讓他決定暫停投建光伏電站，轉身投入到光伏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 《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(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，并設立“機制電價”作為新能源增量項目的保障，需通過省級出臺細則，并由各省市競價確定。

根據“國家電網新能源云”數據，2025年9月至12月期間，山東、上海、江蘇、河北等20余個省份已公布當地機制電價結果。

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

光伏機制電價的差距更為明顯。上海高達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。

各地機制電價差距較大的原因是什么？機制電價是如何制定的？實行機制電價后，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，每經記者展開了深入調查。

地域價差顯著：風光電價的“南北梯度”與“品類分化”

“136號文”以2025年5月31日為界劃分存量項目與增量項目。

國網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記者微信采訪時進一步透露，從已公布的省市細則來看，存量新能源項目的機制電價區(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?。ㄊ校┑拇媪宽椖侩妰r普遍超過0.40元/度；而新疆、寧夏等地存量項目電價普遍在0.30元/度以下。

與存量項目不同，2025年5月31日之后并網的新能源增量項目，所有上網電量都必須進入電力市場交易，機制電價通過自由競價確定。

每經記者整理發(fā)現，各省份增量項目機制電價呈現出明顯的地域差異。

具體來看，部分經濟大省的機制電價貼近煤電基準價。以上海和北京為代表，其電價與煤電基準價齊平，上海風光電價均達0.4155元/度，北京風光電價均達0.3598元/度。

而在新能源資源豐富的地區(qū)，機制電價大幅低于煤電基準價。比如2025年—2026年，甘肅“風光同場”項目電價低至0.1954元/度，較當地煤電基準價下降約37%；2026年，新疆風電機制電價為0.210元/度，光伏電價僅為0.150元/度；山東的光伏機制電價為0.225元/度，比當地煤電價0.3949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，云南風電、光伏電價分別為0.332元/度、0.33元/度；江西風電、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，新能源增量項目的機制電價跨度極大。風電項目方面，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

為何各省機制電價會出現如此大的差距？

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

郭鴻業(yè)指出，對于負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需求作為目標，所以機制電價較高。也有部分省份，存在完成非水可再生能源電力消納責任權重考核指標或者完成本省的固定資產投資任務等特殊需要，也造成機制電價偏高。

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

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導致現貨市場價格走低，因此新增項目的機制電價也相應偏低。

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

對此，郭鴻業(yè)進一步解釋，第一，從發(fā)電時間來看，風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負荷低谷期，導致現貨市場出現“供過于求”的局面，邊際出清價格較低。

第二，從市場方面來看，當前光伏裝機容量在部分區(qū)域呈現供給過剩狀態(tài)，導致在機制電量競價中申報充足率過高，形成激烈的價格競爭。反之，風電裝機規(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的凈負荷波動，產生了更高的系統(tǒng)平衡成本與輔助服務成本。在市場化結算機制下，這部分成本通過價格信號反饋至發(fā)電側，導致光伏的機制電價被壓低。而風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” 的收益平衡術

為何各省機制電價競價結果不一？機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鍵。

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

郭鴻業(yè)舉例道，假如某地區(qū)針對光伏項目設置5000萬度的機制電量總競標規(guī)模，要求當地光伏電站項目申報電價和電量，按照“報價從低到高”的順序依次出清，并設計了機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，市場運營機構會將入選項目由低到高依次排序，直到滿足機制電量總規(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，未達到5000萬度的機制電量總競標規(guī)模，因此優(yōu)先全額入圍。

剩余1500萬千瓦時的機制電量額度，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制保障，剩余500萬千瓦時電量則無法享受機制電價保障（具體示意圖如下）。

因此，本次競價的機制電價就是C電站的申報價格——0.25元/度。

由于電站D報價高，未能入圍機制電量范圍，發(fā)電量原則上全部進入電力市場（如中長期交易、現貨交易等），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成：機制電量收入、機制外電量收入。

其中，機制電量部分，按照機制電價與市場均價之差進行差價結算——當市場交易均價低于機制電價時，新能源項目收益降低，電網公司向發(fā)電企業(yè)支付差額，即“少補”；當市場交易均價高于機制電價時，新能源項目收益增加，發(fā)電企業(yè)向電網公司支付差額，即“多退”。

機制外電量部分，則按照交易規(guī)則參與中長期交易、現貨交易結算。

相較于完全進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)的真實寫照。而為確保入圍機制電量，發(fā)電企業(yè)在實際競價過程中采用低價政策，進而形成價格踐踏，使得機制電價進一步降低。

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

企業(yè)承壓轉型：回本周期拉長倒逼投資策略調整

收益的下行，影響了發(fā)電廠的積極性。

一位業(yè)內人士告訴每經記者，不少發(fā)電集團對新能源項目投資普遍持觀望態(tài)度，尤其是光伏領域。它們要等省份實施細則全部落地，組織專門團隊綜合研判各地項目盈利空間后，再做進一步投資決策。

多位新能源項目負責人也告訴每經記者，實施機制電價后，自家項目收益明顯不如此前。

“‘136號文’出臺得突然，當時項目來不及在去年5月31日之前并網，只能被迫參與競價。”談及機制電價對收益的沖擊，山東一位陸上風電項目開發(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%的機制電量，這部分收益尚有保障，但剩余30%的電量只能進入現貨市場交易，現貨價格大概率低于0.319元/度的風電機制電價。據他測算，自己在建的項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年的競價工作已經從2025年12月開啟，近期將公布競價結果。公開信息顯示，山東2026年競價機制電量總規(guī)模達171.74億度，其中光伏機制電量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)會常務副會長兼秘書長張曉斌告訴每經記者：“我預判的理想結果是0.25元/度至0.26元/度，只要比2025年的0.225元/度高一點就行。”

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

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

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

張曉斌補充道，從當前山東電力現貨市場交易情況來看，項目收益僅能覆蓋設備材料成本，無法涵蓋租金、居間費等其他開支。因此，多數企業(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目也不再享有機制電價的“托底收購”保障，必須全量進入電力現貨市場。

在“雙碳”目標下，戶用光伏曾經歷高速發(fā)展階段。尤其山東是全國戶用光伏裝機的“領頭羊”大省。國家能源局數據顯示，截至2025年6月底，山東累計并網光伏發(fā)電裝機容量達9118.4萬千瓦，其中戶用光伏累計并網容量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制電價資格，而將戶用非自然人分布式光伏項目剔除出競價范圍？

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，作為促進新能源行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展的機制電價制度，本就是過渡性政策。

某央企發(fā)電集團負責人告訴每經記者，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貨市場報價了”。

由上圖可見，雖然機制電價相同，但現貨市場交易水平高的項目方，能獲得更高的結算電價。

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

張曉斌向每經記者解釋，中長期合同需明確約定交割期限，但光伏發(fā)電量具有隨機性、不可控性，買方若簽約將面臨較大的偏差考核風險，這導致光伏項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)會的相關報告中得到了進一步印證：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。

市場風向的轉變，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，公司將通過精細化管理，嚴格控制光伏發(fā)電項目建設及運營成本，提高電力交易能力。具體到項目開發(fā)上面，著力加強靠近負荷中心的項目開發(fā)。

周博也發(fā)現，身邊不少同行將業(yè)務重心從全電量上網項目，轉向了高比例自發(fā)自用的負荷資源項目。“過去我們選項目，核心看屋頂面積；現在更看重消納能力，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，項目收益就能基本穩(wěn)住。”

但周博不打算跟風做這類項目。在他看來，賣給電網能直接結算回款，有保障。但賣給民營企業(yè)，這筆錢就成了應收賬款。一旦企業(yè)營收不佳，很可能出現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紅利釋放

企業(yè)用電成本會有什么變化？

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

“在機制電價實施后，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算的費用要通過系統(tǒng)運行費疏導，企業(yè)承擔的系統(tǒng)運行費有所上升，但隨著新能源全面入市加劇電力市場競爭，疊加技術迭代推動產業(yè)成本下降，將帶動上網電價降低。” 姚力補充道。

他進一步舉例：假設在機制調整前，某個用電企業(yè)承擔的上網電價、系統(tǒng)運行費分別為0.4元/度和0.05元/度；新能源全面入市后，差價結算增加系統(tǒng)運行費0.01元/度，但上網電價降了0.04元/度，若其他部分價格不變，企業(yè)承擔總電價較此前下降0.03元/度。

“因此，未來一段時期內盡管系統(tǒng)運行費有所上漲，但上網電價的降幅可能超過系統(tǒng)運行費的漲幅，最終降低了終端企業(yè)用電價格。”姚力強調。

新能源電量全部入市，還引發(fā)了一個關鍵問題：實施機制電價后，此前常態(tài)化出現的負電價現象究竟會緩解還是會加?。?/span>

“差價結算機制落實后，短期加劇負電價現象具有一定必然性，這是高比例新能源全面市場化過程中結構性矛盾的集中釋放，是高比例新能源電力市場機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入市場，而新能源裝機增速遠高于全社會用電量增速，海量低價新能源電量涌入市場，勢必會壓低現貨市場邊際電價，負荷低谷期的供給盈余問題將更為凸顯。

另一方面，政策通過差價結算為新能源主體提供了收益保障，在一定程度上隔離了現貨市場價格波動的風險。然而這種保障會進一步加劇市場主體報負價的投標決策行為。

郭鴻業(yè)解釋稱，由于大部分收益已通過場外機制鎖定，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的低價甚至負價策略來優(yōu)先出清，而在現貨市場中通過抬價來獲取額外收益的動力不足。

“疊加多數市場對于企業(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置相對較高，因而對負電價的約束減弱。即便現貨市場出清電價為負，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)電以避免機制電量未能出清而損失穩(wěn)定收益。”

但郭鴻業(yè)也強調，長期來看，結算機制能引導資源高效配置，增加市場理性，有望推動負電價現象緩解。

值得注意的是，存量和增量新能源項目在現貨市場的投標決策行為也存在一定差異。

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封面圖片來源：每經原創(chuàng)