9月11日，山东2025年度新能源机制电价竞价结果公示（详情查看），成为全国首个公布省级机制电价的省份，打响了各省新能源电价机制改革的“第一枪”。此次竞价中，光伏每度电0.225元的竞价结果尤为引人注目，它明确传递出一个信号：新能源平价时代已全面到来，单纯依靠发电盈利的传统模式将面临根本性重塑。

　　本次山东新能源机制电价竞价分为风电和光伏两个项目组进行，机制总电量规模达94.67亿千瓦时，其中风电81.73亿千瓦时，光伏12.94亿千瓦时。竞价设置了分类上下限，风电为0.094-0.35元/千瓦时，光伏为0.123-0.35元/千瓦时。据统计，此次竞价吸引了超过3000个新能源项目参与，最终1200个项目成功入选，竞争激烈程度可见一斑。

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　　从出清结果来看，共25个风电项目入选，涵盖集中式陆上风电、分散式陆上风电、近海风电三种类型，总装机规模3591.1兆瓦，其中集中式陆上风电17个，装机容量3222.5兆瓦；分散式陆上风电7个，装机容量268.6兆瓦；近海风电1个，装机容量100兆瓦。

　　风电机制电量比例为70%，入选电量为59.67亿千瓦时。机制电价为0.319元/千瓦时，较煤电基准价0.3949元/千瓦时下降了19.2%。

　　光伏方面，入选项目数量为1175个，涵盖集中式光伏、分布式光伏两种，总装机规模为1265.5兆瓦。其中集中式光伏7个，装机容量1219.76兆瓦，分布式光伏1168个，装机容量为45.74兆瓦。

　　光伏机制电量比例为80%，入选电量为12.48亿千瓦时。机制电价为0.225元/千瓦时，较煤电基准价0.3949元/千瓦时下降了43%。

　　此次竞价结果对新能源行业的影响已逐步显现，部分业内人士认为“既在预期之中，又在意料之外”。首先，风电价格基本符合行业预期。据业内人士测算，当地风电项目需0.3元/千瓦时以上的电价才具备落地并网条件，0.319元/千瓦时的出清结果恰好匹配这一成本需求。

　　而光伏电价远低于预期。据业内人士估算，当前山东光伏电站度电成本约0.28元/千瓦时（不含非技术成本），按照光伏发电80%进机制电量、20%参与现货交易的模式，机制电价竞价结果应在0.25-0.28元/千瓦时之间。然而，实际竞价结果仅为0.225元/千瓦时，这意味着在80%机制电量+20%现货电价的情况下，实际结算电价可能不到0.2元/千瓦时。甚至此次竞价中部分项目申报的地板价0.123元/千瓦时已低于正常成本线。这一价格水平将直接冲击全额上网项目——户用租赁、工商业光伏等项目的收益预计减少一半，在成本不变的情况下，投资回本周期将拉长一倍，单纯依赖发电收入的盈利模式难以为继。

　　山东作为新能源大省，近年来风电、光伏等可再生能源装机容量持续攀升，光伏装机容量更是位居全国首位。截至2025年7月底，山东省风光新能源装机总量已达1.19亿千瓦（光伏9130万千瓦、风电2749万千瓦），占全省总装机容量的47.84%。

　　如此庞大的装机规模，既体现了山东在新能源发展上的决心和成果，也带来了新的问题。其中，光伏装机增长过快带来的消纳压力日益凸显，光伏发电时段出现长时间负电价的现象屡见不鲜。据悉，2024年山东电力现货市场光伏发电结算均价为0.169元/千瓦时，2025年上半年光伏发电结算均价降至0.07元/千瓦时。这表明，山东新能源发展不能仅仅追求规模的扩张，而必须从“规模扩张”向“结构优化”转变。

　　此次机制电价竞价正是转型关键举措：一方面通过差异化配置向风电倾斜，保障其机制电量与合理电价，吸引资本布局深远海风电等长期项目，推动风电产业规模化发展；另一方面通过市场化竞争倒逼光伏产业规范发展，避免盲目扩张，引导企业关注消纳能力与项目收益。

　　同时，随着电价市场化程度进一步提升，储能配置比例有望持续提升。在超低电价背景下，通过储能系统调节电力输出，可规避低价时段、抓住现货市场高价交易机会，有效提升项目收益，推动山东能源结构从单一依赖风光，向“风、光、储多元协同”格局迈进。

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　　作为全国首个新能源机制电价竞价实践，山东不仅为省级新能源电价机制改革提供“先行样本”，更标志我国新能源产业正式迈入“结构优化”转型的关键阶段。