2025年2月，国家发展改革委与国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
9月11日，全国首次新能源机制电价竞价在山东落下帷幕。风电和光伏出清价格分别降至0.319元/千瓦时和0.225元/千瓦时，较此前标杆电价（0.3949元/千瓦时）分别下降19.2%和43%。
这标志着新能源电价由政府定价全面转向市场化定价。
电力市场化的时代浪潮正席卷全国，山东作为综合改革试点，以其首次新能源机制电价竞价实践，为全国统一电力市场建设提供了关键经验。
01 山东竞价实践与机制创新
作为全国电力市场建设综合改革试点，山东既是用电需求大省，也是新能源装机大省。
截至2025年8月底，山东新能源装机达1.2367亿千瓦，光伏装机规模居全国首位。
在年度迎峰度夏期间，山东电网负荷8次创历史新高，并首次突破1.3亿千瓦。
本次竞价吸引了超3000个新能源项目参与，最终入围1200个项目。机制电量总规模94.67亿千瓦时，其中风电59.67亿千瓦时，光伏12.48亿千瓦时。
山东创新设计了“机制电量”和“机制电价”规则。
省发展改革委价格处副处长史华南解释，机制电价竞价类似于投标，从“量”和“价”两个维度理解：“量”是根据年度风电、光伏消纳责任权重完成情况等因素确定的“中标”总规模；“价”则按照企业申报价格由低到高方式入围，取入围项目的最高价。
这种模式相当于给发电企业上了一份“动态价格保险”。当市场均价低于机制电价时给予差价补偿，高于时则扣除差价，稳定了发电企业收益预期。
02 新能源企业的生存之道
市场化竞争给新能源企业带来了根本性改变。
面对这一变革，新能源企业需要具备三大核心能力才能在新环境中生存和发展：
成本控制能力是基础。风电企业若能度电成本控制在0.284元/千瓦时以下（对应全投资成本6000元/千瓦），按0.319元/千瓦时的出清价仍有一定利润空间。
光伏企业则需要做到度电成本0.199元/千瓦时以下（对应全投资成本1950元/千瓦），才能按0.225元/千瓦时的出清价盈利。
市场化交易策略是关键。新能源企业收益由两部分组成：机制电量（70%-80%）按竞价出清价结算，剩余电量（20%-30%）可参与中长期交易或现货市场捕捉高价时段。
挖掘绿电溢价是新增点。新能源企业可通过绿电交易（绿证+电能捆绑销售）获得环境溢价，通常比普通电价高0.03-0.08元/千瓦时。
03 电力用户的机会与挑战
本次改革对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户仍执行现行目录销售电价政策。
工商业用户电价则随电力供需、新能源发展等情况在合理范围内波动。
静态估算显示，改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平。在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，工商业用户电价还可能略有下降。
对于电力用户来说，面对新能源全面入市带来的电价变化，需要制定灵活的交易策略和用电方式来降低成本。
安装厂房屋顶光伏是有效途径之一。企业拥有1万平方米的厂房屋顶，可安装光伏1兆瓦，年发电量约100万度，最快4年可收回成本，之后每年可节约电费约100万元。
合理安排生产时间也能显著降低成本。目前尖峰电价约1.3元/度，低谷电价仅0.3元/度左右。多用低谷电，可有效降低用电成本。
配建储能设施是另一种选择。平均峰谷差价达到0.9054元/度电，通过储能设施存储低谷电，在日间高峰时段使用，可降低平均电价。
新能源全面入市是我国电力市场化改革的关键里程碑，标志着新能源行业从“规模竞赛”转向“效益比拼”。
改革通过清晰的投资价格信号引导能源结构向风、光、储等多元协同转变，推动新能源企业科学决策和技术创新。
未来，新能源行业的竞争不再是“谁装机多”，而是“谁更会赚钱”。那些能适应市场化变革、具备核心竞争力的企业，将在电力改革中找到新的盈利空间；而无法适应变革的企业，终将被市场淘汰。
