本報記者 陳曉婉

　　10月14日，2025年山東省新能源機制電價競價結(jié)果出爐：經(jīng)公開競價和結(jié)果公示，2025年山東風電項目機制電量為59.67億千瓦時，機制電價為每千瓦時0.319元;光伏項目機制電量為12.48億千瓦時，機制電價為0.225元。

　　這是全國首個落地的新能源機制電價，兩組數(shù)字不僅為山東新能源項目立下“市場標尺”，更成為全國新能源行業(yè)從“靠政策補貼”轉(zhuǎn)向“靠能力競爭”的關(guān)鍵信號——以價格為杠桿，撬動能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化的大幕就此拉開。

　　2025年被業(yè)內(nèi)稱為“新能源電價改革元年”，政策層面的轉(zhuǎn)型導向持續(xù)明晰。年初國家發(fā)展改革委136號文明確新能源電量原則上全面進入電力市場，打破固定電價依賴;9月1192號文進一步強調(diào)促進新能源發(fā)電就近消納，直指行業(yè)“發(fā)得出、用不掉”的核心痛點。山東此次競價結(jié)果的落地，向全國傳遞出清晰信號，新能源市場化不是短期試水，而是未來發(fā)展的必然路徑。

　　風電光伏“冷熱不均”，價格差里藏著能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化邏輯

　　山東此次機制電價競價，最引人關(guān)注的是風電與光伏的“差異表現(xiàn)”。從機制電量看，風電入選59.67億千瓦時，光伏入選12.48億千瓦時，風電的“份額”顯著多于光伏。機制電價方面，風電價格0.319元/千瓦時，光伏0.225元/千瓦時，風電價格吸引力更大。“光伏競價結(jié)果低于此前預(yù)期。”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坦言。

　　數(shù)字背后的“傾斜度”，源于山東新能源消納的現(xiàn)實難題。山東是新能源大省，尤其是光伏裝機容量常年居全國第一。但光伏出力高峰集中在午間，此時工業(yè)企業(yè)多午休、居民用電少，電網(wǎng)負荷低谷常出現(xiàn)“發(fā)用錯配”，甚至負電價;而風電出力高峰在夜間和清晨，能與光伏形成“白天用光伏、晚上用風電”的互補，幫電網(wǎng)減輕調(diào)峰壓力。業(yè)內(nèi)人士普遍認為，這是風電更受政策青睞的核心原因。

　　新能源市場化的核心，是讓價格反映供需與價值。風電競價區(qū)間0.094-0.35元/千瓦時，最終出清價0.319元/千瓦時，占到價格上限的91%;光伏競價區(qū)間0.123-0.35元/千瓦時，最終出清價0.225元/千瓦時，僅占上限的64%，比風電低近三成。“新能源全面入市后，其收益邏輯從‘有保障的穩(wěn)定收益’轉(zhuǎn)向了‘基于市場價格的競爭收益’，供需決定價格。這就倒逼相關(guān)企業(yè)要更加聚焦自身的成本控制和科技創(chuàng)新，也推動相關(guān)行業(yè)從‘規(guī)模競賽’轉(zhuǎn)向了‘效益比拼’。”山東省新型電力系統(tǒng)研究中心高級工程師曹相陽的判斷，道出了價格信號的深層作用。

　　這組價格向市場釋放出山東優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的清晰意圖：引導光伏產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)發(fā)展，吸引更多資本投到風電領(lǐng)域，推動山東能源結(jié)構(gòu)從“光伏一家獨大”轉(zhuǎn)向“風、光、儲協(xié)同發(fā)展”。參與了此次機制電價競價的華能德州電廠新能源部主任劉振，在價格公示后迅速捕捉到了風向：“這組價格信號為我們后續(xù)加力布局風電發(fā)展提供了市場指引。”

　　“價格錨”調(diào)供給，分時電價促消納

　　山東的電價改革并非“單點發(fā)力”，而是打出了“發(fā)電端調(diào)供給+用電端促消納”組合拳：機制電價在發(fā)電端引導能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，“五段式”分時電價從用電端匹配新能源出力。兩者配合，解決新能源“發(fā)得出、用不掉”的核心痛點。

　　“五段式”分時電價是將一天24小時分為尖、峰、平、谷、深谷五個時段，實行“高峰電價高、低谷電價低”的差異化定價。對居民來說，最直接的好處就是“充電省錢”。濟南天橋供電中心電費電價專責董博磊以電動汽車充電舉例：“23點到第二天7點是低谷時段，電價0.385元/千瓦時;部分月份中午還設(shè)了深谷時段，電價僅0.222元/千瓦時，只有尖峰時段電價的四分之一。一年下來，如果充電集中在深谷段，一輛電池容量60度、續(xù)航里程450公里的純電動汽車充電成本可控制在600元左右。”

　　對企業(yè)來說，因工商業(yè)的分時電價波動更大，“省錢+消納”雙重作用更明顯。高峰時段電價在平段基礎(chǔ)上上浮70%，尖峰時段上浮100%，低谷時段下浮70%，深谷時段下浮90%，價格信號特別清晰。對部分高耗能企業(yè)而言，合理調(diào)整生產(chǎn)工序，每月就能省下相當可觀的成本。

　　2024年，靠分時電價引導，山東中午的新能源消納能力增加了583.87萬千瓦，晚高峰用電負荷轉(zhuǎn)移了225.51萬千瓦。今年迎峰度夏期間，山東全網(wǎng)用電負荷72天突破1億千瓦，最高達1.3021億千瓦的歷史峰值，這套機制有效彌補晚高峰時段性供應(yīng)缺口，緩解了電網(wǎng)壓力。

　　“山東樣本”提供市場化改革的可復(fù)制路徑

　　新能源市場化改革并非簡單放開價格，而是通過制度設(shè)計，讓發(fā)電企業(yè)、用戶、電網(wǎng)等每個市場主體，在能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中找到可持續(xù)的價值坐標。

　　過去，新能源的發(fā)展依賴“標桿電價+全額上網(wǎng)”，收益可預(yù)期，推動裝機規(guī)模快速增長。但伴隨新能源裝機量大漲，電網(wǎng)調(diào)峰壓力陡增，尤其是光伏午間集中出力、現(xiàn)貨價格屢現(xiàn)負電價后，“誰來消納”成了行業(yè)增長瓶頸。國家發(fā)展改革委136號文推動新能源全面入市，但各地對新能源項目的價格預(yù)期一直比較模糊。

　　山東作為經(jīng)濟大省、用電大省，通過充分競爭形成的風電、光伏的價格，為全國新能源投資市場立起了“參照物”。

　　這種轉(zhuǎn)型對行業(yè)全鏈條提出了新要求。發(fā)電側(cè)要加快“靈活性改造”，比如配儲能、參與輔助服務(wù)市場賺調(diào)峰收益;用電側(cè)要推動“需求側(cè)響應(yīng)”，在電價低谷時多用電，既消納綠電又降成本;系統(tǒng)側(cè)要布局“源網(wǎng)荷儲一體化”“虛擬電廠”等，提升電力系統(tǒng)效率。

　　在這場轉(zhuǎn)型中，儲能的角色被徹底重塑。隨著光伏午間負電價成為常態(tài)，未配置儲能的光伏電站資產(chǎn)價值將大幅縮水，甚至面臨生存風險。山東國電投能源營銷有限公司總經(jīng)理林華分析：“新能源全電量入市短期內(nèi)可能造成儲能行業(yè)震蕩，尤其是獨立儲能投資趨于理性，但長期來看，隨著山東放寬市場限價、完善容量補償機制等政策落地，構(gòu)網(wǎng)型儲能、新能源配建儲能、綠電直連項目配建儲能等領(lǐng)域?qū)⒂瓉戆l(fā)展機遇。”

　　當下，新能源市場已在悄然改變，其發(fā)展已從“拼規(guī)模”進入“拼質(zhì)量”階段，電價變革正在重塑新能源投資生態(tài)，負荷為王時代已經(jīng)開啟。