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(guān)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(jié)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(jié)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(jié)果整理如下：
差異化格局：華東價格較高，西北偏低，山東風(fēng)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(fēng)、光均為0.4155元/千瓦時，最低的是甘肅，風(fēng)、光均為0.1954元/千瓦時，風(fēng)、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(jié)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??；西北地區(qū)次之，包含甘肅、青海、新疆3??；另外4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(jié)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(shè)滯后，“棄風(fēng)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(fēng)、光均為0.4155元/千瓦時，最低的是甘肅，風(fēng)、光均為0.1954元/千瓦時；風(fēng)、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(fēng)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(fēng)電0.3190元/千瓦時，相差0.094元/千瓦時。
風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fù)雜，涉及各省能源結(jié)構(gòu)、資源稟賦、消納能力、政策導(dǎo)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(jié)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(fēng)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(guān)，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(fēng)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(dǎo)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(fēng)光天然的互補屬性，平抑了風(fēng)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(dǎo)競價結(jié)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(dāng)?shù)卣恼咿D(zhuǎn)向。
以山東為例，光伏機制電價僅0.225元/千瓦時，顯著低于風(fēng)電的0.319元/千瓦時。相較于風(fēng)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(fēng)電。基于此，山東以“優(yōu)化新能源結(jié)構(gòu)”為目標(biāo)，針對光伏存量大、風(fēng)電有增量空間的特點，將86%的機制電量配額傾斜給風(fēng)電，引導(dǎo)企業(yè)加大風(fēng)電投資，最終推動風(fēng)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(fù)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(wù)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(dǎo)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(jié)果，首輪競價結(jié)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(zhuǎn)為“效益競爭”，這場轉(zhuǎn)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(zhǔn)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。
