中國儲能網(wǎng)訊：2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革、促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知（發(fā)改價格〔2025〕136號）》（簡稱“136號文”），文件規(guī)定，“各地要在2025年底前出臺并實施具體方案”。
截至11月底，全國已有11個省份陸續(xù)公布2025年增量新能源項目機制電價競價結果，其中，山東于9月9日全國首個公布，云南9月30日公布，甘肅、新疆、廣東10月公布，進入11月，江西、安徽、青海、黑龍江、上海、天津6省先后公布。
“ESCN源網(wǎng)荷儲與電力市場”按照地區(qū)分類，結合出清價格、競價區(qū)間、納入競價范圍內(nèi)的機制電量以及最終入圍的機制電量若干維度，將11省機制電價競價出清結果整理如下：
差異化格局：華東價格較高，西北偏低，山東風光價差相對懸殊
目前已公布出清價格的11個省份中，有7省集中在華東和西北兩個地區(qū)，華東地區(qū)的出清價格普遍相對較高，主要覆蓋0.3-0.4元/千瓦時區(qū)間；西北地區(qū)普遍較低，覆蓋0.2-0.25元/千瓦時區(qū)間。單個省份方面，出清價格最高的是上海，風、光均為0.4155元/千瓦時，最低的是甘肅，風、光均為0.1954元/千瓦時，風、光出清價格最為懸殊的是上海，為0.094元/千瓦時。
從區(qū)域位置來看，華東、西北地區(qū)過半省份已公布機制電價出清結果，華中地區(qū)暫無一省公布。11個省份中有7省分布在華東、西北兩個地區(qū)，其中，華東地區(qū)最多，包含山東、安徽、上海、江西4省；西北地區(qū)次之，包含甘肅、青海、新疆3?。涣硗?個省份分別位于華北、華南、西南和東北地區(qū)。此外，華中地區(qū)湖北、湖南、河南3省目前均暫未公布競價結果。
推進機制電價競價工作進程相對靠前的華東、西北地區(qū)，也是新能源地域特色最為突出的兩個地區(qū)：華東地區(qū)用電需求大但土地資源受限，新能源可開發(fā)容量稀缺，電網(wǎng)運行壓力大；西北地區(qū)新能源消納問題突出，特高壓外送通道建設滯后，“棄風棄光”現(xiàn)象突出。
從出清價格來看，目前價格最高的是上海，風、光均為0.4155元/千瓦時，最低的是甘肅，風、光均為0.1954元/千瓦時；風、光出清價格不同的省份有4個，分別是山東、江西、新疆、云南，風電出清價格普遍高于光伏，價差最大的是山東，光伏0.2250元/千瓦時，風電0.3190元/千瓦時，相差0.094元/千瓦時。
風電、光伏機制電價保持一致的省份有5個，分別是上海、甘肅、青海、天津、黑龍江；另外2省情況各異：安徽沒有區(qū)分風光單獨競價，而是劃分為獨一競價項目和統(tǒng)一競價項目兩類；廣東首批競價只組織了分布式光伏項目，不涉及集中式光伏和風電。
從競價區(qū)間與最終出清價格的維度來看，上海、青海、天津、安徽的出清價格貼近競價上限；甘肅出清價格貼近競價下限；其他幾省出清價格位于競價區(qū)間的中偏上區(qū)間。
從納入競價范圍的機制電量總規(guī)模和最終入圍機制電量維度來看，甘肅、新疆和黑龍江最終入圍的機制電量與納入范圍總規(guī)模一致，機制電量100%利用完；上海、天津的利用率較低，約24%，其余各省的利用率均超過50%。
總的來看，11省機制電價呈現(xiàn)出明顯的差異化格局，很難從單一維度直接解釋價格形成的原因，背后的原因較為復雜，涉及各省能源結構、資源稟賦、消納能力、政策導向等諸多因素。
多維化成因：新能源產(chǎn)業(yè)在淬煉中走向精細化
11省機制電價競價出清結果存在一定的共性特征，但更多是各具特色，這與不同省份的風光資源稟賦、消納能力、產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀、地方政策傾向都息息相關，且這些影響因素多維交叉，共同決定了一省最終的機制電價。
一方面，要看資源稟賦和消納能力的交叉作用。
如果資源稟賦強，但消納能力弱，競價激烈，那么出清價格就會偏低。比如西北地區(qū)，風力、光照資源豐富、土地資源遼闊，新能源裝機體量大，度電成本相對較低，但消納能力較低。以甘肅、新疆為例，納入競價范圍內(nèi)的機制電量總額100%用完，說明競爭異常激烈，發(fā)電企業(yè)為爭取入圍只能報低價，導致最終出清價格較低。
如果資源稟賦強，且可以實現(xiàn)多能互補，雖然消納能力一般，但新能源發(fā)展?jié)摿^大，那么機制電價會相對較高。與西北地區(qū)一樣，西南地區(qū)也具備相對優(yōu)勢的資源稟賦，但多了一項水資源，水風光天然的互補屬性，平抑了風光發(fā)電的間歇性與波動性，從而使機制電價具備較高的議價能力。比如云南，目前水電占比超過70%，新能源占比不足20%，新能源仍有巨大的發(fā)展空間，這些條件都為發(fā)電企業(yè)在競價中提供了更多支撐。
對于消納能力強，但資源稟賦一般的地區(qū)來說，分布式能源成為發(fā)展的主要版塊。以分布式光伏主導競價結果的廣東為例，分布式光伏、尤其是工商業(yè)光伏市場需求強勁，且消納能力強，機制電價水平也相對較高。
另一方面，就要考慮各省新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀和未來的規(guī)劃，這些直接決定了當?shù)卣恼咿D向。
以山東為例，光伏機制電價僅0.225元/千瓦時，顯著低于風電的0.319元/千瓦時。相較于風電19.2%的電價降幅，光伏項目的電價降幅高達43%。
“十四五”以來，山東新能源增長約8000萬千瓦，截至2025年9月底，全省新能源裝機為1.24億千瓦、占總裝機比例達50%。其中，光伏裝機占比超過70%，但本地負荷高峰與光伏出力矛盾突出，電網(wǎng)運行壓力和消納壓力雙雙拉大。與光伏相對，市場更為青睞與社會用電負荷曲線更為貼合的風電?；诖耍綎|以“優(yōu)化新能源結構”為目標，針對光伏存量大、風電有增量空間的特點，將86%的機制電量配額傾斜給風電，引導企業(yè)加大風電投資，最終推動風電成為競價主力。
與此同時，山東也在政策層面加強儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2025年4月發(fā)布的《山東省2025年新能源高水平消納行動方案》明確提出三大機制創(chuàng)新：放開現(xiàn)貨市場限價，將峰谷價差從0.739元/千瓦時拉升至最高1.5元/千瓦時；建立“一體多用、分時復用”交易模式，允許儲能同時參與電能量與調(diào)頻、爬坡等輔助服務市場；推行容量租賃市場化，由市場協(xié)商定價替代政府指導價。數(shù)據(jù)顯示，截至2025年9月底全省新型儲能在運規(guī)模965萬千瓦、較2022年底增長5倍多，居全國第三。
隨著12月的到來，剩余各省也將密集公布機制電價出清結果，首輪競價結束的同時也意味著全國新能源入市交易的第一步正式邁出去了。
新能源行業(yè)正式從“規(guī)模競爭”轉為“效益競爭”，這場轉型與升級對行業(yè)主管部門與新能源企業(yè)都帶來新挑戰(zhàn)與新思考。如何更精準把脈細分市場、提高運營水平、共建產(chǎn)業(yè)新生態(tài)、健全市場運行規(guī)則等一系列問題都需要行業(yè)上下齊心協(xié)力融合創(chuàng)新，共謀新發(fā)展。
