山东新能源机制电价“价格锚”正式落地，背后信号几何？

　　10月14日，山东省发展改革委对外公布2025年山东省新能源机制电价竞价结果，竞价结果最终一锤定音：经公开竞价和结果公示，2025年山东风电项目机制电量为59.67亿千瓦时，机制电价为每千瓦时0.319元;光伏项目机制电量为12.48亿千瓦时，机制电价为0.225元。

　　这是全国首个落地的新能源机制电价，两组数字不仅为山东新能源项目立下“市场标尺”，更成为全国新能源行业从“靠政策补贴”转向“靠能力竞争”的关键信号——以价格为杠杆，撬动能源结构优化的大幕就此拉开。

　　2025年被业内称为“新能源电价改革元年”，政策层面的转型导向持续明晰。年初国家发展改革委136号文明确新能源电量原则上全面进入电力市场，打破固定电价依赖;9月1192号文进一步强调促进新能源就近消纳，直指行业“发得出、用不掉”的核心痛点。山东此次竞价结果的落地，将抽象的政策导向转化为具体的市场规则，向全国传递出清晰信号，新能源市场化不是短期试水，而是未来发展的必然路径。

　　风电光伏“冷热不均”

　　价格差里藏着能源结构优化逻辑

　　新能源电量全面入市，并不意味着所有电量都要“自由竞争”。部分电量可纳入机制电量，享受机制电价这个“动态价格保险”：当市场均价低于机制电价时，企业获补偿;高于机制电价时，企业退还超额收益。机制电价本身则通过竞价产生，充分体现市场意愿。

　　山东此次机制电价竞价，最引人关注的是风电与光伏的“差异表现”。

　　“光伏竞价结果低于此前预期。”

　　从机制电量看，风电入选59.67亿千瓦时，光伏入选12.48亿千瓦时，风电的“份额”显著多于光伏。机制电价方面，风电价格0.319元/千瓦时，光伏0.225元/千瓦时，风电价格吸引力也更大。

　　山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌坦言。

　　山东是新能源大省，尤其是光伏装机容量常年居全国第一。

　　数字背后的“倾斜度”，源于山东新能源消纳的现实难题。

　　但光伏出力高峰集中在午间，此时工业企业多午休、居民用电少，电网负荷低谷常出现“发用错配”，甚至负电价;而风电出力高峰在夜间和清晨，能与光伏形成“白天用光伏、晚上用风电”的互补，帮电网减轻调峰压力。业内人士普遍认为，这正是风电更受政策青睐的核心原因。

　　新能源市场化的核心，是让价格反映供需与价值。

　　风电竞价区间0.094-0.35元/千瓦时，最终出清价0.319元/千瓦时，占到价格上限的91%;光伏竞价区间0.123-0.35元/千瓦时，最终出清价0.225元/千瓦时，仅占上限的64%，比风电低近三成。“新能源全面入市后，其收益逻辑从‘有保障的稳定收益’转向了‘基于市场价格的竞争收益’，供需决定价格。这就倒逼了相关企业要更加聚焦自身的成本控制和科技创新，也推动了相关行业从‘规模竞赛’转向了‘效益比拼’。”山东省新型电力系统研究中心高级工程师曹相阳的判断，道出了价格信号的深层作用。

　　引导光伏产业平稳发展，吸引更多资本投到风电领域，推动山东能源结构从“光伏一家独大”转向“风、光、储协同发展”。

　　这组价格已向市场释放出山东优化能源结构的清晰意图：

　　参与了此次机制电价竞价的华能德州电厂新能源部主任刘振，在价格公示后迅速捕捉到了风向：“这组价格信号为我们后续加力布局风电发展提供了市场指引。”

　　“价格锚”调供给

　　分时电价促消纳

　　山东的电价改革并非“单点发力”，而是构建了“发电端调供给+用电端促消纳”的组合拳：

　　机制电价是在发电端引导能源结构调整，“五段式”分时电价从用电端匹配新能源出力。两者配合，解决能源“发得出、用不掉”的核心痛点。

　　所谓“五段式”分时电价，是将一天24小时分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，实行“高峰电价高、低谷电价低”的差异化定价，用价格信号引导用户错峰用电。

　　这套机制山东从2021年先在工商业试点，2023年、2024年逐步扩展到居民电动汽车充电、农业生产领域，覆盖范围越来越广，让不同群体都能感受到改革红利。

　　对居民来说，最直接的好处就是“充电省钱”。

　　济南天桥供电中心电费电价专责董博磊以电动汽车充电举例：“23点到第二天7点是低谷时段，电价0.385元/千瓦时;部分月份中午还设了深谷时段，电价仅0.222元/千瓦时，只有尖峰时段电价的四分之一。一年下来，如果充电集中在深谷段，一辆电池容量60度、续航里程450公里的纯电动汽车充电成本可控制在600元左右。”

　　对企业来说，因工商业的分时电价波动更大，用好分时电价的“省钱+消纳”双重作用更明显。

　　高峰时段电价在平段基础上上浮70%，尖峰时段上浮100%，低谷时段下浮70%，深谷时段下浮90%，价格信号特别清晰。对部分高耗能企业而言，合理调整生产工序，每月就能省下相当可观的成本。

　　数据印证了价格杠杆的效果。2024年靠分时电价引导，山东中午的新能源消纳能力增加了583.87万千瓦，晚高峰用电负荷转移了225.51万千瓦，有效缓解了傍晚“光伏出力下降、用电需求激增”的电网压力。今年迎峰度夏期间，山东全网用电负荷72天突破1亿千瓦，最高达1.3021亿千瓦的历史峰值，这套机制有效弥补晚高峰时段性供应缺口，很好缓解了电网压力。

　　“山东样本”向外辐射

　　提供市场化改革的可复制路径

　　新能源市场化改革并非简单放开价格，而是通过制度设计，让发电企业、用户、电网等每个市场主体，在能源系统转型中找到可持续的价值坐标。从“五段式”分时电价的实践到9月11日山东机制电价向社会公示，“山东样本”的影响已经超出了省界，快速向全国扩散。

　　过去，新能源的发展依赖“标杆电价+全额上网”，收益可预期，推动装机规模快速增长。但伴随新能源装机量大涨，电网调峰压力陡增，尤其是光伏午间集中出力、现货价格屡现负电价后，“谁来消纳”成了行业增长瓶颈。136号文推动新能源全面入市，但各地对新能源项目的价格预期一直比较模糊。

　　山东作为经济大省、用电大省，通过充分竞争形成的风电0.319元/千瓦时、光伏0.225元/千瓦时的价格，恰好为全国新能源投资市场立起了“参照物”。

　　其他省份再推进电价改革时，尤其是资源、市场情况与山东相似的地区，项目投资回报率测算、竞价规则设计，都有了可参考的标准。

　　这种转型对行业全链条提出了新要求。发电侧要加快“灵活性改造”，比如配储能、参与辅助服务市场赚调峰收益;用电侧要推动“需求侧响应”，在电价低谷时多用电，既消纳绿电又降成本;系统侧要布局“源网荷储一体化”“虚拟电厂”等，提升电力系统效率。

　　“新能源全电量入市短期内可能造成储能行业震荡，尤其是独立储能投资趋于理性，但长期来看，随着山东放宽市场限价、完善容量补偿机制等政策落地，构网型储能、新能源配建储能、绿电直连项目配建储能等领域将迎来发展机遇。”

　　在这场转型中，储能的角色被彻底重塑。随着光伏午间负电价成为常态，未配置储能的光伏电站资产价值将大幅缩水，甚至面临生存风险。山东国电投能源营销有限公司总经理林华分析：

　　山东机制电价“价格锚”的落地，新能源市场已经在悄然改变，其发展已从“拼规模”进入“拼质量”阶段，电价变革正在重塑新能源投资生态，负荷为王时代已经开启。

　　(大众新闻记者 陈晓婉)