自国家 「136 号文」 发布后，新能源发电全面参与电力市场交易。2025 年 9 月至 12 月，20 余省份公布机制电价，风光电价地域差异大，上海高达 0.4155 元/度，新疆低至 0.15 元/度。专家称，竞价结果反映各地新能源发展规划、市场竞争程度等。机制电价下，新能源企业收益承压，部分持观望态度，也有企业调整投资策略。未来，上网电价降幅或超系统运行费涨幅，降低终端企业用电价格。
每经记者｜周逸斐 每经编辑｜魏文艺
「去年 5 月 31 日之后，我们就暂停投资新的光伏项目。」
山东某分布式光伏项目负责人周博 （化名） 算了一笔账：即便他已投产的存量光伏项目，按 0.3949 元/度的燃煤标杆电价作为机制电价，回本周期也从 6.5 年拉长至 8 年。上网卖电收益明显下滑，让他决定暂停投建光伏电站，转身投入到光伏 EPC（工程总承包） 行业。
周博之所以改变投资计划，源于去年 2 月国家发展改革委与国家能源局联合印发的 《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》（以下简称 「136 号文」）。该文件要求新能源发电全面参与电力市场交易，取代以往的保障性收购制度，并设立 「机制电价」 作为新能源增量项目的保障，需通过省级出台细则，并由各省市竞价确定。
根据 「国家电网新能源云」 数据，2025 年 9 月至 12 月期间，山东、上海、江苏、河北等 20 余个省份已公布当地机制电价结果。
《每日经济新闻》 记者 （以下简称 「每经记者」） 梳理发现，从东部沿海到西北内陆，新能源新增项目的最高与最低电价差距超过一倍——新增风电项目的机制电价中，新疆最低仅 0.195 元/度，而重庆、湖北、浙江等地接近 0.40 元/度。
光伏机制电价的差距更为明显。上海高达 0.4155 元/度，比山东 （0.225 元/度） 高了 84%；北京为 0.3598 元/度，比宁夏 （0.2595 元/度） 高了 38%；浙江为 0.3929 元/度，比辽宁 （0.300 元/度）高了 31%。而新疆 （2026 年） 则低至 0.15 元/度，与竞价最低限持平。
各地机制电价差距较大的原因是什么？机制电价是如何制定的？实行机制电价后，新能源电厂的收益会受到多大影响？企业的用电成本又会发生怎样的变化？围绕这些问题，每经记者展开了深入调查。
地域价差显著：风光电价的 「南北梯度」 与 「品类分化」
「136 号文」 以 2025 年 5 月 31 日为界划分存量项目与增量项目。
国网能源研究院财会与审计研究所价格室副主任姚力接受每经记者微信采访时进一步透露，从已公布的省市细则来看，存量新能源项目的机制电价区间在 0.26 元/度—0.45 元/度之间。
其中，广东、海南、湖北、上海、浙江等省 （市） 的存量项目电价普遍超过 0.40 元/度；而新疆、宁夏等地存量项目电价普遍在 0.30 元/度以下。
与存量项目不同，2025 年 5 月 31 日之后并网的新能源增量项目，所有上网电量都必须进入电力市场交易，机制电价通过自由竞价确定。
每经记者整理发现，各省份增量项目机制电价呈现出明显的地域差异。
具体来看，部分经济大省的机制电价贴近煤电基准价。以上海和北京为代表，其电价与煤电基准价齐平，上海风光电价均达 0.4155 元/度，北京风光电价均达 0.3598 元/度。
而在新能源资源丰富的地区，机制电价大幅低于煤电基准价。比如 2025 年—2026 年，甘肃 「风光同场」 项目电价低至 0.1954 元/度，较当地煤电基准价下降约 37%；2026 年，新疆风电机制电价为 0.210 元/度，光伏电价仅为 0.150 元/度；山东的光伏机制电价为 0.225 元/度，比当地煤电价 0.3949 元/度低了 43%。
云南、江西、河北等省份形成了中间价区域，电价介于高低价区之间。其中，云南风电、光伏电价分别为 0.332 元/度、0.33 元/度；江西风电、光伏电价分别为 0.375 元/度、0.33 元/度；河北的电价则保持在 0.33 元/度—0.35 元/度之间。
不难看出，新能源增量项目的机制电价跨度极大。风电项目方面，甘肃的价格为 0.195 元/度，而上海、重庆的价格接近 0.40 元/度；光伏项目方面，价格最低为新疆的 0.15 元/度，价格最高的上海超过 0.40 元/度。
定价逻辑拆解：资源禀赋、消纳能力与政策偏好的三重影响
为何各省机制电价会出现如此大的差距？
清华大学电机系副教授郭鸿业接受每经记者书面采访时表示，竞价结果反映了不同地区对于未来新能源发展的规划和当前市场的竞争程度。
郭鸿业指出，对于负荷需求高但新能源资源禀赋不足的区域，例如上海等外购电量比例较高的省份，把推动本地绿色能源发展、满足本市的绿电供应需求作为目标，所以机制电价较高。也有部分省份，存在完成非水可再生能源电力消纳责任权重考核指标或者完成本省的固定资产投资任务等特殊需要，也造成机制电价偏高。
另有业内人士向每经记者透露，在部分地区，新能源企业之间还存在 「组团报价」 行为，这种基于市场利益的操作，也会对最终形成的机制电价产生影响。
在新能源资源丰富、本地消纳能力相对有限的区域，如甘肃，其高比例新能源装机导致现货市场价格走低，因此新增项目的机制电价也相应偏低。
不止甘肃，山东作为全国首个公布机制电价竞价结果的省份，其光伏竞价较低且明显低于风电的情况，也一度成为行业热议话题。此外，辽宁、湖北等省份也呈现类似趋势。
对此，郭鸿业进一步解释，第一，从发电时间来看，风电出力曲线具有较好的持续性与平滑性，出力高峰多集中于夜间与清晨，与电力负荷的晚高峰时段具有较高的时空耦合度，有效缓解了系统的调峰压力。而光伏发电具有显著的间歇性与正午集中性，其出力峰值往往对应负荷低谷期，导致现货市场出现 「供过于求」 的局面，边际出清价格较低。
第二，从市场方面来看，当前光伏装机容量在部分区域呈现供给过剩状态，导致在机制电量竞价中申报充足率过高，形成激烈的价格竞争。反之，风电装机规模相对受限，竞价空间较大。
第三，从用电成本来看，光伏发电的集中出力加剧了电网的净负荷波动，产生了更高的系统平衡成本与辅助服务成本。在市场化结算机制下，这部分成本通过价格信号反馈至发电侧，导致光伏的机制电价被压低。而风电因具有较低的度电系统成本和较高的容量可信度，因而获得了更高的价格溢价。
竞价规则解码：从低价出清到 「多退少补」 的收益平衡术
为何各省机制电价竞价结果不一？机制电价究竟是如何确定的？
这一问题的答案，恰恰也是理解有些发电企业为何甘愿报低价争抢入围资格的关键。
姚力向每经记者介绍了竞价的总体逻辑：2025 年 6 月 1 日起投产的新能源增量项目，机制电价由各地每年组织竞价确定。竞价时，按照各项目方的报价从低到高排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价，但该价格不得超过设定的竞价上限。
郭鸿业举例道，假如某地区针对光伏项目设置 5000 万度的机制电量总竞标规模，要求当地光伏电站项目申报电价和电量，按照 「报价从低到高」 的顺序依次出清，并设计了机制电价申报的上下限 （例如竞价下限为 0.1 元/度，上限为 0.3 元/度）。
竞价和出清逻辑如下：
之后，市场运营机构会将入选项目由低到高依次排序，直到满足机制电量总规模：电站 A、电站 B 因申报价格较低，且两者总申报电量合计 3500 万千瓦时，未达到 5000 万度的机制电量总竞标规模，因此优先全额入围。
剩余 1500 万千瓦时的机制电量额度，按报价从低到高选择电站 C，但仅把 1500 万千瓦时的电量纳入机制保障，剩余 500 万千瓦时电量则无法享受机制电价保障 （具体示意图如下）。
因此，本次竞价的机制电价就是 C 电站的申报价格——0.25 元/度。
由于电站 D 报价高，未能入围机制电量范围，发电量原则上全部进入电力市场 （如中长期交易、现货交易等），价格完全由市场决定。
因此，如今新能源发电企业的电量收入主要由两部分构成：机制电量收入、机制外电量收入。
其中，机制电量部分，按照机制电价与市场均价之差进行差价结算——当市场交易均价低于机制电价时，新能源项目收益降低，电网公司向发电企业支付差额，即 「少补」；当市场交易均价高于机制电价时，新能源项目收益增加，发电企业向电网公司支付差额，即 「多退」。
机制外电量部分，则按照交易规则参与中长期交易、现货交易结算。
相较于完全进入无保障的市场化交易，「亏也得竞价，不然只会亏得更多」 成为不少新能源发电企业的真实写照。而为确保入围机制电量，发电企业在实际竞价过程中采用低价政策，进而形成价格践踏，使得机制电价进一步降低。
针对这一现状，姚力认为，市场竞价行为恰恰能挤出此前新能源上网电价中存在的 「水分」，反映出真实的新能源发电成本。
企业承压转型：回本周期拉长倒逼投资策略调整
收益的下行，影响了发电厂的积极性。
一位业内人士告诉每经记者，不少发电集团对新能源项目投资普遍持观望态度，尤其是光伏领域。它们要等省份实施细则全部落地，组织专门团队综合研判各地项目盈利空间后，再做进一步投资决策。
多位新能源项目负责人也告诉每经记者，实施机制电价后，自家项目收益明显不如此前。
「『136 号文』 出台得突然，当时项目来不及在去年 5 月 31 日之前并网，只能被迫参与竞价。」 谈及机制电价对收益的冲击，山东一位陆上风电项目开发商语气沉重。他透露，自己企业在山东首轮竞价中拿到 70% 的机制电量，这部分收益尚有保障，但剩余 30% 的电量只能进入现货市场交易，现货价格大概率低于 0.319 元/度的风电机制电价。据他测算，自己在建的项目原本计划八九年就能回本，如今拉长到 12 年至 13 年。
如今，山东 2026 年的竞价工作已经从 2025 年 12 月开启，近期将公布竞价结果。公开信息显示，山东 2026 年竞价机制电量总规模达 171.74 亿度，其中光伏机制电量 39.46 亿度，规模约是 2025 年 （12.94 亿度） 的 3 倍。
山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌告诉每经记者：「我预判的理想结果是 0.25 元/度至 0.26 元/度，只要比 2025 年的 0.225 元/度高一点就行。」
「一个常规户用光伏电站在申报时计入租金与 EPC 成本后，若结算电价处于 0.24 元/度至 0.25 元/度区间，仅能覆盖成本；达到 0.26 元/度，才有可能实现微利。」 张晓斌说。
在 2025 年山东光伏竞价结果已处于低位的背景下，市场难免产生疑问：2026 年光伏项目方是否会普遍倾向抬高报价？
张晓斌否认了上述可能性，他表示，当前分布式光伏企业普遍秉持 「少亏就是赚」 的心态。「即便 0.26 元/度的结算电价能实现微利，但如果企业按该价格报价，受政府设定的 125% 竞价充足率限制，大概率会因报价过高未能入围。一旦失去机制电量托底，项目将面临全额亏损，损失反而更大。」
张晓斌补充道，从当前山东电力现货市场交易情况来看，项目收益仅能覆盖设备材料成本，无法涵盖租金、居间费等其他开支。因此，多数企业会选择报出自身成本底线价，优先确保入围资格。
另外，山东再次率先 「求变」——自 2027 年起，户用非自然人分布式光伏项目 （分布式光伏包括自然人户用光伏、非自然人户用光伏、一般工商业光伏及大型工商业光伏四大类） 将正式退出机制电价竞价范围。
这意味着，从 2027 年开始，户用非自然人分布式光伏项目也不再享有机制电价的 「托底收购」 保障，必须全量进入电力现货市场。
在 「双碳」 目标下，户用光伏曾经历高速发展阶段。尤其山东是全国户用光伏装机的 「领头羊」 大省。国家能源局数据显示，截至 2025 年 6 月底，山东累计并网光伏发电装机容量达 9118.4 万千瓦，其中户用光伏累计并网容量 2878.2 万千瓦。
在户用光伏约占全省新能源发电总装机量近三分之一的背景下，山东为何选择保留集中式光伏的机制电价资格，而将户用非自然人分布式光伏项目剔除出竞价范围？
在张晓斌看来，山东是第一个推出该政策的省份，但绝对不会是唯一一个。
不容忽视的是，作为促进新能源行业平稳健康发展的机制电价制度，本就是过渡性政策。
某央企发电集团负责人告诉每经记者，新能源的市场交易能力将成为新能源发电企业收益差异的主要因素，「新能源发电企业今后必须理性参与现货市场报价了」。
由上图可见，虽然机制电价相同，但现货市场交易水平高的项目方，能获得更高的结算电价。
值得注意的是，中长期合约也能给发电厂提前锁定收益，为何光伏项目方仍要争相报低价入围机制电价，而非高比例参与中长期交易？
张晓斌向每经记者解释，中长期合同需明确约定交割期限，但光伏发电量具有随机性、不可控性，买方若签约将面临较大的偏差考核风险，这导致光伏项目一直很难在中长期电力市场找到买家。
上述情况在中国光伏行业协会的相关报告中得到了进一步印证：2024 年全年，山东省没有任何光伏场站主动参与中长期合约交易。
市场风向的转变，并不意味着新能源企业再无盈利空间。
比如上市公司太阳能公告称，公司将通过精细化管理，严格控制光伏发电项目建设及运营成本，提高电力交易能力。具体到项目开发上面，着力加强靠近负荷中心的项目开发。
周博也发现，身边不少同行将业务重心从全电量上网项目，转向了高比例自发自用的负荷资源项目。「过去我们选项目，核心看屋顶面积；现在更看重消纳能力，优先选择居民用电密集或是周边有小型工商业用户的区域。项目方再与用电企业签订协议提前锁定消纳量，比如每年发 200 万度电，只要对方约定消纳 100 万度，项目收益就能基本稳住。」
但周博不打算跟风做这类项目。在他看来，卖给电网能直接结算回款，有保障。但卖给民营企业，这笔钱就成了应收账款。一旦企业营收不佳，很可能出现回款延迟甚至无法收回的情况。
终端成本变局：电价改革下的用户侧红利释放
企业用电成本会有什么变化？
姚力告诉每经记者，用电企业支付的电价主要由 「上网电价 （每度电的 『出厂价』）+输配电价 （电力的 『运输价格』）+系统运行费 （回收保障电力系统稳定运行的成本）+政府性基金及附加 （用于公共基础设施建设和公共事业发展）+线损折价 （线路损耗的成本）」 构成。
「在机制电价实施后，新能源可持续发展价格结算的费用要通过系统运行费疏导，企业承担的系统运行费有所上升，但随着新能源全面入市加剧电力市场竞争，叠加技术迭代推动产业成本下降，将带动上网电价降低。」 姚力补充道。
他进一步举例：假设在机制调整前，某个用电企业承担的上网电价、系统运行费分别为 0.4 元/度和 0.05 元/度；新能源全面入市后，差价结算增加系统运行费 0.01 元/度，但上网电价降了 0.04元/度，若其他部分价格不变，企业承担总电价较此前下降 0.03 元/度。
「因此，未来一段时期内尽管系统运行费有所上涨，但上网电价的降幅可能超过系统运行费的涨幅，最终降低了终端企业用电价格。」 姚力强调。
新能源电量全部入市，还引发了一个关键问题：实施机制电价后，此前常态化出现的负电价现象究竟会缓解还是会加剧？
「差价结算机制落实后，短期加剧负电价现象具有一定必然性，这是高比例新能源全面市场化过程中结构性矛盾的集中释放，是高比例新能源电力市场机制完善的必然过渡过程。」 郭鸿业直言，一方面，政策要求新能源电量全面进入市场，而新能源装机增速远高于全社会用电量增速，海量低价新能源电量涌入市场，势必会压低现货市场边际电价，负荷低谷期的供给盈余问题将更为凸显。
另一方面，政策通过差价结算为新能源主体提供了收益保障，在一定程度上隔离了现货市场价格波动的风险。然而这种保障会进一步加剧市场主体报负价的投标决策行为。
郭鸿业解释称，由于大部分收益已通过场外机制锁定，为确保被保障的电量能够顺利入围，避免因报价过高无法出清导致稳定收益损失，新能源主体更倾向于在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略来优先出清，而在现货市场中通过抬价来获取额外收益的动力不足。
「叠加多数市场对于企业主体的申报限价和出清限价逐渐放宽，但是出清价格下限设置相对较高，因而对负电价的约束减弱。即便现货市场出清电价为负，新能源主体整体收益受到的冲击程度也相对可控，其仍有动力维持发电以避免机制电量未能出清而损失稳定收益。」
但郭鸿业也强调，长期来看，结算机制能引导资源高效配置，增加市场理性，有望推动负电价现象缓解。
值得注意的是，存量和增量新能源项目在现货市场的投标决策行为也存在一定差异。
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