山东机制电价竞价结果揭晓，光伏产业遭遇寒流

自“136号文”颁布实施后，各地政府相继推出了配套细则。这一政策将对光伏项目产生哪些深远影响？尽管行业内展开了广泛讨论，但“实践是检验真理的唯一标准”，目前仍无人能给出确切答案。

华夏能源网（公众号hxny3060）关注到，9月9日，作为光伏装机第一大省的山东，在全国范围内率先完成了首轮新能源机制电价竞价。结果公布后，引发行业震动。有光伏从业者甚至感叹：“照这个趋势，光伏产业恐怕要面临寒冬了！”

山东省发布的新能源机制电价竞价结果具体如下：

被光伏项目寄予厚望的机制电价，最终竞价竟低至0.225元/千瓦时。这种带有保障性质的机制电价如此低廉，那么，非机制电量部分的电价又会如何？随着非机制电量占比持续上升，超低电价对光伏行业的冲击可想而知。

那么，光伏0.225元/千瓦时的超低机制电价是如何形成的？这对光伏项目意味着什么？山东首次机制电价竞价结果，对集中式与分布式光伏、户用与工商业光伏分别有何影响？光伏项目的超低电价是否合理且不可避免？

价量双降，竞价激烈程度超乎想象

在山东此次新能源机制电价竞价中，光伏机制电价过低，首先体现在与风电的对比上。

山东的新能源机制电价竞价，将风电和光伏分为两组，分别设置竞价上下限：风电为0.094-0.35元/千瓦时，光伏为0.123-0.35元/千瓦时。值得注意的是，风电的竞价下限远低于光伏。

然而结果出乎意料：风电机制电价中标价格为0.319元/千瓦时；光伏中标价格仅为0.225元/千瓦时，比风电每度电低了近0.1元。

这一差异背后的原因是什么？

山东此次竞价设置总机制电量规模为94.67亿千瓦时，其中风电机制电量81.73亿千瓦时，光伏机制电量12.94亿千瓦时。风电分配的机制电量占比高达86%，而光伏仅占约14%。

这直接导致光伏竞价竞争异常激烈，价格被压至更低水平。若未能中标机制电量，光伏项目将进入市场化交易，由于光伏发电时段与用电高峰严重错配，市场交易可能面临更低电价甚至负电价，因此各光伏项目竞相压价。

那么，参与竞价但未中标以及无法参与此次竞价的光伏项目，其市场化交易电价水平如何？

华夏能源网获悉，山东电力市场数据显示，2022年光伏项目现货市场均价为0.197元/千瓦时；到2025年1-6月，这一均价已降至0.06元/千瓦时。

进一步细化时间点，在此轮竞价的9月9日当天，山东光伏现货市场最低价出现在中午12点左右，为-0.015元/千瓦时。当日19点到20点，现货市场均价升至0.46元/千瓦时。然而，这一高价时段与光伏发电高峰并不吻合。

由此可见，未能进入机制电量的增量光伏项目，其电价势必远低于0.225元/千瓦时的机制电价，很可能滑向0.1元/千瓦时甚至几分钱每度电的水平。

正因如此，山东光伏协会人士第一时间评论称：0.225元/千瓦时的机制电价中标价过低，为全国树立了一个负面典型。中标项目难以盈利，甚至可能亏损；未中标项目若参与后续竞价，必将面临更低的电价结果。

实际上，上述讨论仅涉及电价部分，尚未考虑光伏项目发电量的大幅下滑。例如，2025年4月，山东潍坊某光伏项目理论发电容量为148兆瓦，实际发电容量不足10兆瓦。

电价持续走低，加上发电量锐减，光伏项目的盈利空间何在？未来随着山东光伏装机容量不断增长，量价齐跌的趋势将更加凸显。

杯水车薪，分布式光伏困境加剧

对于山东机制电价竞价中光伏0.225元/千瓦时的中标价，有网友评论道：“总比连0.225元/千瓦时都拿不到要好”。这一评论值得玩味。

此次山东竞价，光伏入选项目共1175个，总规模1.265吉瓦。其中，集中式光伏1.219吉瓦，分布式光伏仅46兆瓦。这意味着集中式光伏占据主导，分布式光伏仅分得少量份额。

这种结果是偶然还是必然？

8月8日，山东发改委发布《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，其中明确规定：

“2025年6月18日（含）后投产的一般工商业光伏、2025年6月1日（含）后投产的大型工商业分布式光伏等项目，除自发自用电量外的上网电量全部参与电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。”

换言之，山东将增量的一般工商业和大型工商业分布式光伏项目完全排除在机制电量之外。这些项目余电上网部分只能参与市场交易，而山东光伏现货市场今年1-6月均价仅每度电6分钱。

分布式光伏除工商业外，还包括户用光伏。但“136号文”和山东文件均未对户用光伏设限。这是否意味着户用光伏前景光明？答案并非如此。

一方面，数据显示，截至2025年6月底，山东省户用光伏累计并网容量达2878.2万千瓦，同比增长6.63%。但在此次竞价中，分布式光伏仅获得46兆瓦的机制电量，可谓微不足道。

另一方面，户用光伏可能根本无法参与机制电价竞价。正如评论者所言，“户用光伏发电量有限，参与竞价中标后，电网收取和结算的成本可能超过收益！”

华夏能源网注意到，为促进分布式光伏参与市场交易，山东“136号文”支持其直接或通过聚合方式参与现货交易。但聚合交易成本高昂，利润微薄的户用光伏难以承担。

因此，有售电部门人士指出，户用光伏实际上难以进行市场交易，其上网电量取决于电网收购能力。随着户用光伏接网容量趋于饱和，目前这类项目已基本停滞。

新能源受冷遇，电力改革任重道远

以上主要从增量项目角度探讨机制电价的影响。此外，光伏还有存量项目。

山东存量光伏项目的机制电价与燃煤基准电价0.3949元/千瓦时持平。虽价格尚可，但关键机制电量占比未知。

甘肃存量项目机制电量占比不足10%，山东“136号文”虽公布存量项目机制电价，却未明确机制电量比重。若与甘肃类似，则机制电价对存量项目的保障力度将大不如前。

总体来看，山东光伏无论存量还是增量项目，机制电量占比均偏低。

既然光伏机制电价低于煤电，为何不多用光伏替代煤电？

具体到此次竞价。总机制电量规模94.67亿千瓦时，分配给风电81.73亿千瓦时，光伏12.94亿千瓦时。但实际中标电量，风电59.67亿千瓦时、光伏12.48亿千瓦时，均低于原定规模。

为何如此？华夏能源网了解到，主因是山东设置了125%的申报充足率指标以确保竞争。简言之，若机制电量规模为100度电，申报量需达125度电，再实行末位淘汰。当申报充足率低于125%时，机制电量规模自动缩减。

问题在于，风电、光伏电价远低于煤电，为何仍被淘汰？为何新能源机制电量仅94.67亿千瓦时？按市场化原则，电价低者应优先交易，用户理当争抢低价新能源电力。

然而，行政化的电网调度体制形成障碍，煤电获得了优先权。

浙江案例更能说明问题。2025年1月春节期间，浙江电价频繁触及-0.2元/千瓦时的下限。

能源数据服务商国能日新数据显示，1月27日除夕中午，浙江全网负荷降至约1700万千瓦。按理，电网调度应遵循市场化原则，优先调度低价电源。但调度将大部分发电权分配给煤电，仅边际分配少量给光伏。大量光伏装机争夺有限发电权，负电价自然产生。

山东此次竞价的超低机制电价及新能源机制电量低占比，再次揭示中国电力体制改革尚未彻底。更尊重市场规律、更公平公正的电力改革，仍在推进之中。