新能源电价市场化改革 - 山东完成2025年新能源机制电价竞价 风电入选电量59.67亿千瓦时中标价0.319元/千瓦时 光伏入选电量12.48亿千瓦时中标价0.225元/千瓦时 [1] - 山东新能源装机达1.19亿千瓦 其中光伏9130万千瓦全国首位 风电2749万千瓦 [1] - 全国首个省级新能源上网电价市场化改革方案出台 风电光伏上网电量全部进入电力市场通过交易形成电价 [1] 机制电价规则设计 - 创新设计"机制电量"和"机制电价"规则 企业部分电量纳入机制享受保障 机制电价通过竞争产生 [3] - 机制电价相当于动态价格保险 市场价低于机制价时给予补偿 市场价高于机制价时企业退还超额收益 [3] - 竞价按企业申报价格由低到高排列 中标价取入围项目最高价 实现量的合理增长与价的有效竞争 [3] 竞价实施与市场影响 - 机制电量总规模94.67亿千瓦时 深远海风电执行15年其他项目10年 吸引超3000项目参与最终入围1200个项目 [5] - 收益模式从保障性收购+国家补贴转向市场化收益+机制竞价 对市场判断直接影响项目收益 [5] - 改革不影响居民农业用户电价 工商业用户电价随电力供需新能源发展合理波动 [5] 行业转型导向 - 清晰投资价格信号引导能源结构向风光伏储多元协同转变 [5] - 推动新能源企业科学决策技术创新 促进行业从规模竞赛转向效益比拼 [5]

政策背景与核心内容 - 党的二十届三中全会提出完善市场供求决定要素价格机制，推进能源等领域价格改革[1] - 国家发改委、能源局印发136号文，推动新能源上网电价全面市场化，要求2025年各省配套政策加速新能源入市[1] - 截至2025年6月，全国太阳能/风电装机达10.8亿千瓦（+56.9%）和5.7亿千瓦（+23.1%），市场化交易对价格影响将显现[12] 机制电价设计 - **存量项目**：与燃煤基准价衔接，典型省份固定差价结算价0.25-0.45元/千瓦时，新疆补贴项目最低（0.25元），湖南分布式光伏最高（0.45元）[3] - **增量项目**：通过竞价形成，部分省份设限价（如广西上限0.4207元/千瓦时）[3][6] - 新疆对平价/补贴项目差异化定价，补贴项目机制电量占比30%，平价项目50%[3][13] 机制电量规则 - **存量项目**：与非市场化电量比例挂钩，山东参考外省非市场化率设上限，新疆按项目类型折算比例，内蒙采用递减保障小时数核定[4][6] - **增量项目**：各省比例上限差异大，湖南2025年设20%保底电量，2026年后可竞价至80%；广东海上风电达90%[6][11] 执行期限安排 - 存量项目普遍按全生命周期或20年期限执行（如蒙东补贴光伏项目）[5] - 增量项目期限与投资回收期挂钩：湖南10年、广西12年、广东海上风电14年[6][11] 竞价机制对比 - **市场参与机制**：新疆/蒙西要求报量报价，分布式光伏可豁免；蒙东现货市场运行前后采用不同加权均价[8][9] - **增量项目竞争**：湖南按报价从低到高排序，山东设125%申报充足率，山西要求申报规模不低于核定规模1.2倍[11] 区域政策差异 - **新疆**：强化存量过渡，补贴项目机制电量30%衔接原优先电量，平价项目支持力度不变[13] - **内蒙古**：市场化率超90%，增量项目暂不安排机制电量，存量保障小时数逐步缩减[14] 行业影响与趋势 - 新能源装机增速超预期（太阳能+56.9%），市场化改革加速储能产业从"强制配储"转向市场化竞争[12][14] - 新疆、内蒙古政策分别体现"平稳过渡"和"市场化先行"特点，为其他省份提供差异化参考[13][14]