光伏项目投资遇变，多地机制电价差距超一倍，项目负责人暂停投资
“去年5月31日之后，我们就暂停投资新的光伏项目。”
山东有个被称作周博又用化名的分布式光伏项目负责人，他算了一笔账，就算是他已经投产的存量光伏项目，把0.3949元每度的燃煤标杆电价当作机制电价情况下，回本周期从6.5年被拉长到了8年，上网卖电收益显著下滑，这使得他决定暂停投建光伏电站，转而投身到光伏EPC也就是工程总承包行业。
周博改变投资计划，是因为去年2月，国家发展改革委和国家能源局联合印发了《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》，也就是“136号文”。这个文件规定新能源发电要全面参与电力市场交易，替换过去的保障性收购制度。还设立了“机制电价”来保障新能源增量项目，这需要省级出台细则，各省市通过竞价来确定。
依托“国家电网新能源云”的数据，在2025年9月起直至12月的这段时间内，山东、上海、江苏、河北以及其他20余个省份，均已对外公布了各自当地的电力价格机制所产生的最终结果。
身为《每日经济新闻》记者，也就是所谓的“每经记者”，经梳理探究发觉，自东部沿海起始直至西北内陆，新能源领域新增项目里，最高电价和最低电价之间的差距已然超过了一倍，在新增风电项目所涉及的机制电价范畴内，新疆地区的电价最低，仅仅只有0.195元每度，然而重庆、湖北以及浙江等地的电价却较为接近，差不多达到了0.40元每度。
光伏机制电价之间的差距呈更加显著之态势，上海的电价达到每度0.4155元，相较于山东的每度0.225元，高出幅度达84%，北京的电价是每度0.3598元，比宁夏的每度0.2595元，高出约38%，浙江的电价为每度0.3929元，较辽宁的每度0.300元，高出比例为31%，然而新疆在2026年时，该电价被压低至每度0.15元，与竞价的最低限度处于相同水准。
每经记者围绕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，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”，将时间界限设定为 2025 年 5 月 31 日，据此来对存量项目以及增量项目作出划分。
每经记者经微信对国网能源研究院财会与审计研究所价格室副主任姚力进行采访时，姚力进一步透露，就已公布的省市细则而言，存在存量新能源项目，其机制电价处于一定区间，该区间是在0.26元/度至0.45元/度之间。
当中，存在这样的情况，广东、海南、湖北、上海、浙江等这些省（市）里，它们的存量项目电价，普遍是超过了0.40元每度的；然而呢，新疆、宁夏等地区，存量项目电价却普遍处于0.30元每度以下。
不同于存量项目，2025年5月31日之后实现并网的新能源增量项目，其上网电量全部都得进入电力市场进行交易，机制电价是经由自由竞价来确定。
记者归属每经来进行整理，而后有一项发现。其中，各省份那些增量项目的机制电价情形便显现出来，呈现出显著的地域方面的差异了。
特殊地去看，有一些经济大省的那种机制电价是靠近着煤电基准价所在位置的。其中以上海以及北京作为典型事例进行说明，它们的电价跟煤电基准价是处于同等水平的，上海关于风光方面的电价每一度都是达到了0.4155元的，北京关于风光方面的电价每一度都是达到了0.3598元的。
则于新能源资源充裕的区域，机制电价显著低于煤电基准价。像在2025年至2026年期间，甘肃“风光同场”项目电价低到0.1954元每度，同当地煤电基准价相比下降了近37%；在2026年时，新疆风电机制电价是0.210元每度，光伏电价仅仅为0.150元每度；山东的光伏机制电价为0.225元每度，相较于当地煤电价0.3949元每度降低了43%。
云南省、江西省、河北省等省份构建起了中间价区域，该区域的电价处于高价区与低价区两者之间。当中，云南省风电的电价为每度0.332元，光伏电价为每度0.33元；江西省的风电电价是每度0.375元，光伏电价为每度0.33元；河北省的电价维持在每度0.33元至0.35元的范围之内。
不难发现，新能源进行增量的项目其机制电价的跨度是非常大的，在风电项目这一块，甘肃的价格是每度0.195元，然而上海以及重庆当地的价格却是接近于每度0.40元，在光伏项目这一方面，价格最低的是新疆，为每度0.15元，价格最高的上海其价格超过了每度0.40元。
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？
郭鸿业，身为清华大学电机系的副教授，此人为，在接受每经记者书面采访之际，这般声称表示，那竞价结果呈现反映出了，不同地区针对于未来新能源发展的规划情况，以及当下市场的竞争程度状况。
郭鸿业指出，在负荷需求高然而新能源资源禀赋欠缺的区域予以明确，像上海这类外购电量比例相对较高的省份情况，将推动本地绿色能源发展以及满足本市绿电供应需求设定为目标，故而机制电价较高，有部分省份，在于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固定资产投资任务等特殊之类需要，由此使得机制电价偏高。
另有业内人士向每经记者讲，部分地区那儿，新能源企业相互间有“组团报价”举动，此基于市场利益的操作，会对最终形成的机制电价造成影响。
在新能源资源丰富的区域，在本地消纳能力相对有限之处 ，比如说甘肃，其高比例新能源装机致使现货市场价格走低 ，所以新增项目的机制电价也相应偏低。
在全国范围内，并非只有甘肃，山东作为率先公布机制电价竞价结果的省份，该省光伏竞价较低，且这种较低的光伏竞价明显低于风电的情况，一度成为行业中被热议的话题。除此之外，辽宁、湖北等省份也呈现出与之相类似的趋势，有这样的情况存在。
针对此情况，郭鸿业再度作出进一步阐释，其一，就发电的时间层面而言，风电所呈现出的出力曲线拥有颇为良好的持续性以及平滑性，其出力的高峰大多集中于夜间时段以及清晨时分，和电力负荷的晚高峰时段具备较高的时空耦合程度，从而有效地缓解了系统的调峰压力。其二，光伏发电具备较为显著的间歇性以及正午集中性，其出力的峰值常常对应着负荷的低谷期，进而致使现货市场出现了“供过于求”这样的局面，边际出清价格相对较低。
其次，就市场层面而言，当下光伏装机容量在部分地区展现出供给过剩情形，这致使在机制电量竞价里申报充足率过高，进而形成了激烈的价格竞争态势。相反，风电装机规模相对受到限制，其竞价空间较大。
第三，就用电成本角度而言，光伏发电的集中出力使得电网的净负荷波动加剧了，进而产生了更高的系统平衡成本以及辅助服务成本。在市场化结算机制当中，这部分成本借助价格信号反馈到发电侧了，致使光伏的机制电价被压低。而风电由于有着较低的度电系统成本以及较高的容量可信度，所以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？
答案针对这一问题，而这答案，恰恰还是致使弄明白有些发电企业为何心甘情愿去报低价从而争抢入围资格的关键所在。
新能源增量项目，是在2025年6月1日起开始投产的，其机制电价是有各地每年纷纷加以组织竞价来确定的事项。在进行竞价这个行为的时候，是要按照各个项目方所报出来的价格，从低到高去开始排序，进而依照这个顺位去入选的。最终是以最后一个入选项目那报出来价格，当作所有入选项目的机制电价的，不过这个对应价格绝不能够超过设定好的竞价上限。
郭鸿业进行了举例说明，假设存在某一个地区，这个地区针对光伏项目设定了5000万度的机制电量总竞标规模，规定当地光伏电站项目需要去申报电价以及电量，要依照“报价从低到高”这样的顺序依次进行出清，还设计了机制电价申报的上下限（比如说竞价下限是0.1元/度，上限是0.3元/度）。
竞价和出清逻辑如下：
以后，市场运营的机构会把入选的项目按照从低到高的顺序依次去进行排序，要是一直到满足机制电量总的规模：电站A、电站B因为申报的价格比较低，再者这两者的总申报电量加起来是3500万千瓦时，并没有达到5000万度的机制电量总的竞标规模，所以会优先以全额的方式入围。
剩有1500万千瓦时的机制电量额度，依据报价从低到高去挑选 电站C，然而只是将1500万千瓦时的电量归入机制保障范围，剩余的500万千瓦时电量不能够享受机制电价保障（详细的示意图如下）。
由于这样，所以此次进行竞价的机制电价便是C发电站所申报的价格哟，这个价格是0.25元每度。
电站D报价偏高致使其未能入围机制电量范围，其发电量原则上全都进入电力市场，像中长期交易、现货交易这类，价格完全由市场来确定。
所以，当下新能源发电企业的电量收入主要涵盖两部分，一部分是机制电量收入，还有一部分是机制外电量收入。
其中，机制电量部分的结算方式乃是，依据机制电价跟市场均价之间的差值来进行差价结算，当市场交易均价比机制电价低的时候，新能源项目的收益会降低，此时电网公司要向发电企业支付差额，也就是所谓的“少补”；当市场交易均价高于机制电价时，新能源项目的收益会增加，发电企业需向电网公司支付差额，即“多退”。
在机制外的电量部分，其会依据交易规则，参与到中长期交易之中，并参与现货交易进行结算。
与全然步入毫无保障的市场化交易相比，“即便亏损也得参与竞价，不然只会亏损得更为严重”成了不少新能源发电企业的真切写照。为了保证入围机制电量，发电企业在实际的竞价进程中运用低价政策，从而造成价格践踏，致使机制电价进一步下降。
面临这样的现状情形，姚力持有这样的看法观点，市场当中的竞价行为恰好能够挤出先前新能源进行上网行为之时电价里所存在的“水分”，还能够反映展现出真实真切的新能源发电成本情况。
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。
有一位身处业内的人士告知每经记者，好些发电集团对于新能源项目的投资大多持有观望的态度，最为突出特别是在光伏这个领域。它们需等待省份相关实施细则全部实现落地的情况，还要组织专门特定的团队去综合全面地研判各地项目的盈利可能性空间之后，才会做出进一步的投资方面的决策。
多位负责新能源项目的人，也向每经记者讲，在实施机制电价之后，自己项目的收益明显不及之前。
说到机制电价给收益带来的冲击时，山东那儿的一位陆上风电项目开发商语气低沉地讲，“136号文”突然间就出台了，那时项目没办法赶在去年5月31日以前并网，无奈之下只能被迫去参与竞价。他透露，自己所在企业在山东首轮竞价里获取到70%的机制电量，这部分收益还算有保障，然而剩下30%的电量只好进入现货市场交易，现货价格很有可能比0.319元/度的风电机制电价要低。据他估算，自己正在建设的项目原本打算八九年就能收回成本，现在却延长到12年至13年。
今时，山东二零二六年的竞价工作自二零二五年十二月已然开启，不久后将会公布竞价结果；公开的信息表明，山东二零二六年竞价机制电量的总体规模达到一百七十一点七四亿度，其中光伏机制电量为三十九点四六亿度，其规模大概是二零二五年（十二点九四亿度）的三倍。
告诉每经记者的是山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌，他表示：“我所预判的理想结果，是每度电在0.25元至0.26元之间，只要比2025年的0.225元/度稍微高那么一点便可以了。”。
针对一个常规户用光伏电站而言，在申报的时候，计入去租金以及EPC成本之后，要是结算电价处于0.24元每度至0.25元每度这般的区间之时，仅仅能够覆盖成本；而当达到0.26元每度的时候，才存在有可能去实现微利，张晓斌说道。
当处于2025年，山东光伏竞价结果已然处于低位的这种情形之下，市场难以避免地会产生这样的疑问，对于2026年而言，光伏项目方是不是会普遍有着倾向去抬高报价，是不是这样？
张晓斌对上述那种可能性予以了否认，他表明，当下分布式光伏企业通常都持有“少亏就算是赚”这样的心态，即便0.26元每度的结算电价能够达成微量盈利，可是要是企业依据该价格去报价的话，由于受到政府所设定的125%竞价充足率的限制，很大概率会因为报价过高而没能入围，而一旦失去机制电量托底，项目就会面临全额亏损，损失反倒会更大。
张晓斌接着说道，就目前山东电力现货市场交易的情形而言，项目所获收益仅仅能够将设备材料方面的成本给覆盖掉，却没办法把租金、居间费等别的开支给包含进去。所以，大多数企业会去报出自身成本的底线价格，优先保证拥有入围资格。
另外，山东又一次率先进行“求变”，自2027年开始，户用非自然人分布式光伏项目（分布式光伏涵盖自然人户用光伏、非自然人户用光伏、一般工商业光伏以及大型工商业光伏这四大类别）将要正式从机制电价竞价范围中退出。
这表明，自2027年起始，户用非自然人分布式光伏项目，也将不再拥有机制电价的“托底收购”保障，其必须全部进入电力现货市场。
处在“双碳”目标情形下，户用光伏有过高速发展的阶段，特别是山东身为全国户用光伏装机方面领头的省份，按照国家能源局给出的数据来看，一直到2025年6月底的时候，山东累计并网的光伏发电装机容量达到了9118.4万千瓦，在这里面户用光伏累计并网容量是2878.2万千瓦。
在这样一种情形下，即户用光伏在全省新能源发电总装机量里所占比例将近三分之一，山东为何做出这样的选择呢，也就是保留集中式光伏的机制电价资格，却把户用非自然人分布式光伏项目从竞价范围之中给剔除出去了呢？
据张晓斌的观点来看，山东乃是首个推行此政策的省份，然而绝对不会是仅有的那一个。
电价制度作为促进新能源行业平稳健康发展的机制，是不能被忽视的，实际上它本就是一项过渡性政策。
某央企发电集团的负责人告知每经记者，新能源带有市场交易的能力，此能力会变成新能源发电企业收益出现差异的主要因素，“新能源发电企业在今后一定要按理性态度去参与现货市场的报价”。
上图可以看出，机制电价是一样的，然而对于项目方来说，处于现货市场交易水平高的情况，就能拿到更高的结算电价。
需要留意的是，中长期的合约能够给了发电厂在收益方面提前进行锁定，可是，光伏项目方为什么还是要争先恐后地以报低价的这种方式去入围机制电价，而并非是以高比例的程度去参与中长期的交易呢？
张晓斌向每经记者作出解释，中长期合同得明确约定交割期限，然而光伏发电量具备随机性，还有不可控性，那种情况下，买方要是签约了，就会面临较大的偏差考核风险，如此一来，光伏项目向来都不容易在中长期电力市场寻得买家。
有这样一种情况，其在中国光伏行业协会的相关报告里，是以另外的方式，进一步地被印证了，具体而言该情况是这样的，在二零二四年这一整年当中，山东省内不存在任何一个光伏场站，会主动地去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。
像是已上市的公司太阳能进行了公告表明，对于公司而言，会借助精细化管理，严格地进行光伏发电项目建设以及运营成本的控制，以此提升电力交易能力。具体落实到项目开发这一方面，会着重加强靠近负荷中心处的项目开发。
周博还发觉，身旁好些同业把业务关键之处从全电量上网项目，转移到了高比例自发自用的负荷资源项目上。“以往咱们挑项目，关键瞧屋顶面积；现今更注重消纳能力，优先选定居民用电密集或者周边有小型工商业用户的区域。项目方再跟用电企业签协议提前锁定消纳量，比如说每年发200万度电，只要对方商定消纳100万度，项目收益便能基本稳住。”。
但周博并不打算顺着潮流去做有关这类的项目，在周博的想法当中，卖给电网能够直接进行结算从而回款，这件事是有保障的，然而卖给民营企业的话，这笔钱就会变成应收账款，一旦企业的营收状况不理想，非常有可能出现回款延缓甚至是根本无法收回的状况。
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？
姚力告知每经记者，表示用电企业去支付的那电价，基本上是由这么些部分所构成的，其一是上网电价也就是每度电的“出厂价”，其二是输配电价属于电力的“运输价格”，其三是系统运行费乃是会回收保障电力系统稳定运行的成本部分，其四是政府性基金及附加是用于公共基础设施建设还有公共事业发展的，最后其五乃是线损折价也就是体现该线路损耗的成本。
姚力补充道，机制电价实施之后，新能源可持续发展价格结算的费用，需经由系统运行费来进行疏导，企业所承担的系统运行费出现了上升的情况，可是随着新能源全面向市场进入，这加剧了电力市场的竞争，再加上技术迭代促使产业成本下降，这将会带动上网电价降低。
他进一步进行了举例：先假设，假设在机制调整以前之时，某个用电的企业所承担的上网的电价、系统运行的费用分别呢，是为0.4元每一度和0.05元每一度；之后呢是新能源全面进入市场之后，差价结算这一情况增加了系统运行的费用0.01元每一度，然而上网的电价却降低了0.04元每一度，要是其他部分的价格保持不变，那么企业需要承担的总计的电价相对比此前下降了0.03元每一度。
姚力强调，因此，在未来一段时期之内，虽然系统运行费出现了上涨的情况，然而上网电价的下降幅度，有可能超过系统运行费的上涨幅度，最终使得终端企业用电价格降低了。
涉及新能源的电量，全部进入市场，这一情况，还引发了一个关键问题，那就是，在实施机制方面定价是电价后，此前一直常态化出现的负电价现象，到底是能得到缓解，还是会变得加剧？
“差价结算机制落实以后，在短期内加剧负电价现象具备一定必然性，这属于高比例新能源全面市场化进程里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阶段。”郭鸿业直接表明，一方面，政策作出新能源电量全面进入市场的要求，并且新能源装机增速远远高于全社会用电量增速，大量低价新能源电量涌入市场，必然会压低现货市场边际电价，负荷低谷期的供给盈余问题将会更加凸显。
另一方面，政策借助差价结算给新能源主体予以了收益保障，于一定程度上把现货市场价格波动的风险给隔离了。然而，这种保障会使市场主体报负价的投标决策行为进一步加剧。
郭鸿业作出解释，称因大部分收益借助场外机制得以锁定，为保证被保障的电量能够顺利入围，防止因报价太过高无法出清致使稳定收益遭受损失，新能源主体更倾向于在电力过剩的时段，采取激进的低价甚至负价策略来优先实现出清，然而在现货市场里，通过抬价去获取额外收益的动力并不充足。
多项市场针对企业主体的申报限价、出清限价，正渐渐加大放宽力度，然而出清价格下限的设定比较高，所以对负电价的约束有所削弱。就算现货市场的出清电价呈现为负，对于新能源主体而言，整体收益所遭遇的冲击程度相对来讲还是可控的，其依然存有动力去持续发电，以此防止机制电量无法完成出清，进而导致稳定收益的丢失。
郭鸿业强调，从长期角度而言，结算机能引导资源进行高效配置，能增加市场的理性程度，有希望推动负电价现象得到缓解，这是其强调之内容。
需要留意的是，存量新能源项目于现货市场的投标决策行为，与增量新能源项目在现货市场的投标决策行为，是有着一定差别的。