山东机制电价0.319元/kWh，风电的好日子来了？
在市场化探索方面，作为新能源大省的山东走在最前列。
继成为全国首个披露136号文省级承接文件的地区后，9月11日，山东省率先完成首轮机制电价竞价。然而，面对同一份文件，风、光项目投资方的心情却大相径庭。
根据公示，首轮入选风电项目机制电价为0.319元/kWh，光伏项目机制电价0.225元/kWh，尽管光伏单个项目纳入机制比例更高（80%），但在悬殊的电价之下，山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌在接受业内媒体采访时坦言，“光伏电价远低于预期，这样的价格水平之下，进去（机制）的和没进去（机制）的都哭了。”
对于首轮结果，风电行业则冷静得多。业内人士告诉「风芒能源」，“0.319元/kWh的电价对于海上风电仍有压力，但在悬殊的电价导向下，未来风、光在规模增速上，恐怕攻守之势异也。”
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悬殊的电价
有行业人士评价称，山东首轮竞价的出清价格，清晰地揭示出两种能源在山东市场截然不同的供需关系和竞争态势。
从竞价结果看，风电入选电量为59.67亿千瓦时，明显低于划定的竞价规模（81.73亿千瓦时），且对比竞价上限，0.319元/kWh的电价仅下移8.86%；光伏则将竞价规模用到极致，入选电量12.48亿千瓦时，规模完成度达96.4%，同时，机制电价更贴近竞价下限，相比竞价上限下移35.7%。
无论从电量规模，还是电价结果均可看出，相比风电的观望与克制，光伏有着极强的竞争烈度与申报意愿。
风、光之所以有如此迥异的市场表现，一方面缘于竞争规模的差异。从本次竞价机制电量分配来看，2025年94.67亿千瓦时竞价总规模中，风、光比例接近6:1。同时，受开发周期影响，满足本轮竞价并网要求的光伏项目数量显著多于风电。
另一方面，入市后，与出力特性强关联的电价表现直接影响企业的竞价策略及竞价心理。
众所周知，即便没有纳入机制，在电力市场，风电的电价也更为坚挺，而光伏午间集中出力的特性使得午间的低谷电价几乎避无可避。
飔合科技数据显示，2025年上半年，山东日前现货均价0.293元/kWh，实时现货均价0.295元/kWh。值得一提的是，上半年，新能源装机尤其是光伏装机增速较快，严重冲击2025年现货价格，特别是午间时段价格已下降0.1元/kWh左右。
有业内人士透露，对于光伏而言，与直面极具波动的电价水平，特别是午间难免出现零电价甚至负电价的情况相比，一份10年期的低电价保障也有诱惑力。在这样的情况下，此轮竞价中，光伏报价进攻意味明显。
据报道，此次光伏3557个项目参与竞价。其中，集中式项目37个，分布式项目3500个，申报充足率高达300%，不少企业在选择报价策略时，直接贴着竞价下限，报出不足0.13元/kWh的“地板价”。
风电的报价则稳当的多。有电力交易专家告诉「风芒能源」，“风电项目在申报时会考虑现货价格和中长期价格等机会成本，据了解，此轮风电申报数量为38家，大多数的项目预期都在0.3元/kWh以上。”
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海上风电承压
在不同竞争态势及报价策略之下，风、光机制电价悬殊。与山东此前的标杆电价0.3949元/kWh相比，风电、光伏机制电价分别下降19.2%、43%。
尽管光伏行业对于电价下行早有预期，然而，0.225元/kWh的价格仍击穿行业预期底限。业内开发企业人士告诉「风芒能源」，在这样的电价水平下，光伏投资算不过来账。“目前，在不包含非技术成本的前提下，部分企业投资的山东光伏电站的整体度电成本在0.28元/kWh左右，远高于竞出的机制电价。”
对于风电电价，行业多数人认为价格相对合理，是一种理性竞争下的价值体现。值得注意的是，不同类型、不同场景下风电项目对于价格体感仍有较大差异。
上述开发企业人士表示，按0.28元/kWh度电成本测算，山东本次竞出的0.319元/kWh基本具备陆上风电项目落地并网条件，但对于海上风电仍有压力。“虽然近海风电与资源较好的陆上风电项目发电量看似相差不多，但海上风电的工程造价至少是陆上风电的2倍以上，深远海场景更为复杂，项目造价或将激增至3万元/kW。”
值得一提是，《山东省新能源机制电价竞价实施细则》在竞价组织分类时指出，原则上按照光伏、深远海风电、其他风电等技术类型分别组织竞价。但单一类别竞价主体较集中或整体规模较小、缺乏有效竞争时，不再分类组织，统一合并竞价。具体组织分类以竞价通知为准。
同时，《关于2025年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》中，明确将深远海风电划入风电类别，未与陆上风电及近海风电做区分。这意味着，在实际的竞价中，深远海风电有概率与一般风电同台竞价。
业内人士表示，山东目前大部分在建海上风电项目造价在9000-13000元/kW左右，如果后续海上风电项目也执行类似水平机制电价，近海海上风电项目收益承压会比较大。深远海海上风电直接面临亏损局面。
值得注意的是，山东这一批新开发的陆上风电项目非技术成本在1-1.5元/W左右。在长达20-25年的运营周期里，受天气变化、电源增长、负荷变化等诸多因素影响项目电价波动并不可控。当下17%左右风电项目限电情况也不乐观。企业妥善经营需要严控度电成本。业内人士还告诉风芒能源，“按这个机制电价测算，新增风电项目在开发时，非技术成本能再挤挤水分就更好了。”
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风电走俏
事实上，山东本次竞价工作的开展不仅是全国新能源竞价的风向标，更是为制度经济学的实际应用的鲜活例证。
业内评价称，本次竞价将高达86%的保障性收购电量明确向风电倾斜，其战略意图清晰，即通过保障性电价的分配，强力引导资本流向，优化省内电源结构，利用风电与光伏在出力特性上的天然互补性，从根本上为电网的消纳困局“舒筋活血”。
山东是新能源装机大省。截至今年7月底，全省风光新能源装机1.19亿千瓦，其中光伏装机9130万千瓦，风电装机2749万千瓦，光伏装机规模居全国首位。
今年5月，山东省召开新闻发布会，山东省发改委表示，要聚力实施新能源结构优化行动。大力推进风电规模化开发，合理有序发展光伏，积极优化光伏、风电总装机比例。到今年底，全省光伏、风电总装机比例由目前的3.2:1优化到2.6:1，更好发挥风光互补特性，有效缓解光伏发电出力“午间高峰、夜间低谷”问题。
根据中国电力报解读，这一安排向市场传递出清晰的调控信号：引导光伏产业健康有序发展，吸引更多风电领域资本投资，推动山东能源结构向“风、光、储等多元协同”优化。
与此同时，业内人士认为，山东因地制宜的顶层设计理念，对于全国具有普遍的借鉴意义，即新能源价格形成机制的构建，必须与各省的资源禀赋、网架结构、负荷特性和消纳现状深度耦合。
对于西北地区那些风光资源富集但本地消纳有限、高度依赖外送的省份，如甘肃、内蒙古，其竞价机制的设计或许就应将外送通道的落实情况作为核心前置条件，甚至探索“网源荷储”一体化的打捆竞价模式，避免重蹈“先建后弃”的覆辙。
对于东部沿海的负荷中心省份，如江苏、浙江，土地资源紧张是其主要矛盾，其政策工具箱就应更倾向于通过差异化的竞价规则，激励不占用土地资源、更靠近负荷侧的分布式光伏和投资回报周期更长的海上风电发展。
对于西南地区以水电为主，水风光资源具有强烈季节性互补特征的省份，如四川、云南，其市场化机制则需要更为复杂的设计，探索建立能够反映不同能源品种季节性价值的、包含多种能源形式的联合竞价与优化调度体系。
