20余省份机制电价分化：地域价差超8成，企业转型与成本红利如何平衡？

日期：2026-01-11 16:52:08 / 人气：17

“去年5月31日之后，我们就暂停投资新的光伏项目了。”山东某分布式光伏项目负责人周博（化名）的决策，折射出新能源电价市场化改革后的行业阵痛。按当地0.3949元/度的燃煤标杆电价作为机制电价测算，其存量光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年，上网收益下滑倒逼他转向光伏EPC（工程总承包）赛道。这一切的根源，是2024年2月国家发改委与能源局联合印发的《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》（136号文）——新能源发电全面告别保障性收购，转入市场化交易，“机制电价”成为增量项目收益的核心保障，而各省份竞价结果的出炉，更揭开了地域间的巨大价差。

据“国家电网新能源云”数据，2025年9月至12月，山东、上海、江苏、河北等20余个省份已公布机制电价结果。梳理发现，风光电价呈现显著的“南北梯度”与“品类分化”，最高与最低价差超一倍：光伏领域，上海机制电价高达0.4155元/度，较山东（0.225元/度）高出84%，浙江（0.3929元/度）较辽宁（0.300元/度）高出31%，而新疆2026年光伏电价低至0.15元/度，触及竞价下限；风电领域，甘肃电价0.195元/度，重庆、湖北、浙江等地则接近0.40元/度。这种分化背后，是资源禀赋、消纳能力与政策偏好的多重博弈，也深刻影响着新能源企业的投资策略与终端用电成本。

一、电价分化图谱：从地域梯度到品类差异的双重格局

136号文以2025年5月31日为界，明确了存量与增量项目的电价规则：存量项目机制电价区间为0.26元/度—0.45元/度，广东、海南、上海、浙江等省市普遍超0.40元/度，新疆、宁夏等地则低于0.30元/度；增量项目需全量进入电力市场交易，机制电价通过省级竞价确定，地域差异更为突出。

从地域分布看，电价形成三大梯队：第一梯队为经济大省，以上海、北京为代表，机制电价贴近当地煤电基准价，上海风光电价均达0.4155元/度，北京均为0.3598元/度，核心源于本地负荷需求高、新能源资源匮乏，需通过高价引导绿色能源发展，满足绿电供应与消纳考核需求；第二梯队为资源富集区，甘肃、新疆、山东等地电价大幅低于煤电基准价，甘肃“风光同场”项目电价0.1954元/度，较当地煤电基准价下降37%，新疆2026年光伏电价0.15元/度，山东光伏电价0.225元/度，较本地煤电价低43%，核心因新能源装机过剩、现货市场价格低迷；第三梯队为中间价区域，云南、江西、河北等地电价介于0.33元/度—0.375元/度之间，平衡了资源条件与消纳能力。

品类分化同样明显，多数省份风电机制电价高于光伏。以山东、辽宁、湖北为例，光伏竞价价格显著低于风电，清华大学电机系副教授郭鸿业指出，这一差异源于三重逻辑：一是出力特性，风电出力平滑且高峰与用电晚高峰耦合，缓解调峰压力，光伏间歇性强、正午出力峰值对应负荷低谷，边际出清价格低；二是市场供给，光伏装机过剩导致竞价激烈，风电装机规模受限，竞价空间更大；三是系统成本，光伏集中出力加剧电网波动，推高辅助服务成本，最终通过价格信号压低电价，风电则因度电系统成本低获得溢价。

二、定价逻辑拆解：三重因素主导竞价结果，规则设计暗藏平衡术

各省机制电价的巨大差距，本质是资源禀赋、政策目标与市场行为共同作用的结果。郭鸿业表示，竞价结果直接反映区域新能源发展规划与市场竞争程度：负荷高、资源差的区域（如上海），以推动本地绿电发展为目标，机制电价偏高；部分省份为完成消纳责任权重考核或固定资产投资任务，也会通过政策导向抬高电价；而资源丰富、消纳能力有限的区域（如甘肃），高比例新能源装机压低现货价格，倒逼机制电价下行。此外，业内人士透露，部分地区新能源企业“组团报价”的市场行为，也会对最终电价产生间接影响。

竞价规则的设计，进一步放大了价格差异。国网能源研究院价格室副主任姚力介绍，增量项目机制电价每年通过竞价确定，按报价从低到高排序入选，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价，且不得超过竞价上限。举例而言，若某地区光伏机制电量总规模5000万度，电站A、B低价申报合计3500万度，剩余1500万度由电站C中标，机制电价即定为C的报价，电站D因报价过高出局，发电量全量进入市场化交易。

收益结算采用“多退少补”的差价机制，构成企业收入的核心逻辑：机制电量部分，若市场均价低于机制电价，电网公司补差额；若市场均价高于机制电价，企业退差额；机制外电量则通过中长期、现货交易结算。这种规则下，企业为锁定机制电量保障，普遍采取低价竞价策略，形成“价格践踏”，进一步压低机制电价。姚力认为，这一过程挤出了此前电价中的“水分”，真实反映了新能源发电成本。

三、企业承压转型：回本周期拉长倒逼策略调整，户用光伏迎政策变化

电价下行直接冲击新能源企业收益，倒逼投资策略调整。山东一位陆上风电项目开发商透露，其项目70%电量享受机制电价保障，30%进入现货市场（预计价格低于0.319元/度），回本周期从8-9年拉长至12-13年。多家发电集团对新能源项目持观望态度，需待地方细则落地、研判盈利空间后再决策。

山东作为光伏大省，其竞价动态颇具代表性。2026年山东机制电量总规模171.74亿度，其中光伏39.46亿度，是2025年的3倍。山东省太阳能行业协会张晓斌预判，理想竞价结果为0.25-0.26元/度，0.26元/度才可实现微利，0.24-0.25元/度仅能覆盖成本。但企业普遍秉持“少亏就是赚”的心态，为确保入围，多报成本底线价——因受125%竞价充足率限制，高价申报大概率出局，失去机制电量托底将面临全额亏损。目前山东光伏项目收益仅能覆盖设备材料成本，租金、居间费等开支难以分摊。

政策层面进一步收紧，山东率先明确2027年起，户用非自然人分布式光伏项目退出机制电价竞价范围，全量进入现货市场。作为户用光伏装机“领头羊”，山东截至2025年6月底户用光伏并网容量2878.2万千瓦，占全省光伏总装机近三分之一。张晓斌认为，山东的探索将成为全国趋势，机制电价本就是过渡性政策，新能源企业最终需靠市场交易能力立足。

企业纷纷寻找破局路径：上市公司太阳能通过精细化管理控制成本，聚焦负荷中心项目开发；部分企业转向高比例自发自用项目，优先选择用电密集区域，与企业签订消纳协议锁定收益。但周博对此持谨慎态度，他认为卖给电网回款有保障，而民营企业应收账款存在回款风险，更倾向于坚守EPC赛道。此外，光伏项目因发电量不稳定，面临中长期合约买家稀缺的困境，2024年山东无光伏场站主动参与中长期交易，进一步加剧了对机制电价的依赖。

四、终端成本变局：上网电价降幅覆盖系统费上涨，负电价短期加剧长期缓解

机制电价改革对终端企业用电成本的影响，呈现“结构性优化”特征。姚力解释，企业电价由上网电价、输配电价、系统运行费、政府性基金及附加、线损折价构成。机制电价实施后，新能源差价结算费用通过系统运行费疏导，导致系统运行费小幅上升，但新能源全面入市加剧竞争，叠加技术迭代降本，上网电价降幅有望超过系统运行费涨幅，最终降低终端成本。举例而言，若上网电价下降0.04元/度，系统运行费上升0.01元/度，其他成本不变，企业总电价将下降0.03元/度，用户侧有望释放红利。

值得关注的是，改革短期可能加剧负电价现象。郭鸿业表示，这是高比例新能源市场化的必然过渡：一方面，新能源装机增速远超用电量增速，海量低价电量涌入市场，负荷低谷期供给盈余凸显；另一方面，差价结算为企业锁定部分收益，降低了现货市场价格波动风险，企业更倾向于以低价甚至负价投标确保机制电量入围，叠加限价政策放宽，负电价约束减弱。但长期来看，结算机制将引导资源高效配置，提升市场理性，负电价现象有望逐步缓解。

此外，存量与增量项目的投标行为存在差异，增量项目因依赖机制电价保障，投标策略更激进，存量项目则相对稳健，这种分化将进一步影响现货市场价格走势，也对电网调度与市场监管提出更高要求。

结语：市场化转型中的机遇与挑战并存

20余省份机制电价的揭晓，标志着新能源电价市场化改革进入深水区。地域与品类价差的背后，是行业资源重构与效率提升的过程，既挤压了落后产能的生存空间，也倒逼企业向精细化管理、市场化运营转型。对终端企业而言，长期有望享受电价下降红利；对新能源企业而言，需摆脱对政策托底的依赖，提升市场交易与成本控制能力。随着过渡性政策逐步退出，新能源行业将进入“优者胜”的市场化新阶段，而机制完善、消纳提升、技术突破，将成为破解价差分化、实现高质量发展的核心命题。

作者：杏耀注册登录测速平台