光伏电价竞价机制首落地，未来行业走向引发思考

随着"136号文"落地实施，各省市相继出台了配套政策细则。这份文件对光伏行业将产生哪些实质影响？虽然业界众说纷纭，但实际效果仍需市场验证。

华夏能源网（公众号hxny3060）观察到，9月9日光伏装机第一大省山东在全国率先完成了首轮机制电价竞价。结果公布后引发行业震动，有业内人士直言："如此低的电价，光伏行业恐怕要面临大洗牌！"

山东省本轮新能源机制电价竞价结果显示：

被视为光伏项目"营收保障"的机制电价，最低中标价竟低至0.225元/千瓦时。在补贴机制下的电价尚且如此之低，市场化交易部分的电价水平更不容乐观。随着市场化交易电量比重持续扩大，这种超低电价对整个光伏产业的冲击不言而喻。

更值得探讨的是：0.225元/千瓦时的超低机制电价如何形成？对光伏项目收益率意味着什么？这次竞价结果对集中式、分布式以及户用、工商业光伏将产生哪些差异化影响？这种低价局面是否具备可持续性？

竞价惨烈：量价双杀形势严峻

在山东本轮竞价中，首先值得注意的是风电与光伏价格的显著差距。

竞价设置了风电和光伏两个组别，分别规定了0.094-0.35元/千瓦时和0.123-0.35元/千瓦时的价格区间。但实际结果出人意料：风电最终中标价为0.319元/千瓦时，而光伏仅获0.225元/千瓦时，两者价差接近0.1元。

造成这种差异的根本原因在于电量分配比例。本次竞价总规模94.67亿千瓦时中，风电获得81.73亿千瓦时占比高达86%，光伏仅分配12.94亿千瓦时占比14%。巨大的供需失衡直接导致光伏竞价异常惨烈。

更严峻的是，未中标项目将被迫进入市场化交易。数据显示，2024年山东光伏现货市场均价为0.197元/千瓦时，2025年上半年更是跌至0.06元/千瓦时。9月9日竞价当天，午间时段甚至出现-0.015元/千瓦时的负电价。

山东光伏行业协会专家指出：0.225元的中标价已严重低于合理水平，这将形成一个恶性循环。未来参与竞价的项目很可能会报出更低价格，进一步压缩行业利润空间。

值得注意的是，除电价下跌外，光伏项目发电量也在大幅收缩。以潍坊某148兆瓦项目为例，2025年4月实际发电容量不足设计容量的7%。随着装机规模持续扩大，这种量价齐跌的趋势或将愈演愈烈。

分布式光伏：生存空间持续挤压

面对0.225元的机制电价，有评论认为"有总比没有强"。但实际情况更加复杂。

本轮竞价最终入选的1.265吉瓦光伏项目中，集中式光伏占1.219吉瓦，分布式光伏仅获46兆瓦。这种悬殊比例并非偶然，而是政策导向的直接体现。

8月8日山东发改委发布的实施细则明确规定：2025年6月后投产的工商业分布式光伏项目，上网电量全部参与市场交易，不享受机制电价保障。这意味着新增工商业分布式项目将直面现货市场的残酷竞争，而当前山东光伏现货均价仅0.06元/千瓦时。

尽管户用光伏未受此限制，但其处境同样不容乐观。截至2025年6月，山东户用光伏累计装机达2878.2万千瓦，但本次仅获得46兆瓦的机制电量分配。更现实的问题是，单个户用项目发电量过小，根本不具备参与竞价交易的经济性。

一些电网从业者坦言，户用光伏基本无法有效参与市场化交易。在当前接网容量趋于饱和的情况下，新投建户用项目已近乎停滞。

机制与市场：电力改革待突破

值得关注的是，除增量项目外，存量光伏项目也面临新挑战。

山东存量项目虽能维持0.3949元/千瓦时的燃煤基准电价，但机制电量占比成为关键。参照甘肃不足10%的比例，若山东采取类似政策，将对存量项目收益产生重大影响。

一个根本性问题值得深思：既然光伏电价显著低于煤电，为何不能扩大新能源消纳比例？

以本次竞价为例，尽管94.67亿千瓦时总量中风电获得绝对优势，但实际中标量仍不及预期（风电59.67亿千瓦时、光伏12.48亿千瓦时）。这源于125%申报充足率的硬性要求——当申报电量不足时，将相应缩减成交量。

这种行政化配额制度与市场化原则存在矛盾。理论上，低价电源应获得优先消纳权。但现实中，煤电依然占据调度优势。春节期间浙江省的案例尤为典型：在电网负荷骤降时，调度仍优先保障煤电机组运行，导致光伏被迫以负电价竞争有限的发电空间。

山东本轮竞价结果再次折射出电力体制改革的深层次矛盾。要真正实现新能源高质量发展，还需进一步推进市场化改革，建立更加公平、高效的电力交易机制。

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