赶碳号，重构电新产业价值 

最近光伏出口退税取消，带来一波光伏组件抢出口热潮，也带来一波几分钱的涨价。如果称得上回光返照，这大约是光伏最后的余辉了。因为所有人都知道，需求一旦被透支，接下来会更难熬。无论是前两年欧洲能源危机带来的海外仓库存高企，还是今年上半年的抢装潮。后果我们都看到了，今年12月，再无抢装潮。

接下来，赶碳号会更多关注光伏的需求。硅料这个小头虽然稳住了，但银价这个“大头”涨得已经快把光伏人的心涨碎了——组件必须涨价！但是，如果需求不支撑，那就是一纸空谈。需求有多少，光伏电站能不能算得过账来，关键看电价。在此背景下，我们有必要分析一下光伏第一大省——山东。

2024年2月29日，人头攒动的济南光伏展；赶碳号摄

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0.225元/千瓦时背后的苦衷

2025年9月，山东完成全国首次新能源机制电价竞价。风电中标价格为0.319元/千瓦时，而光伏中标价格仅为0.225元/千瓦时，这一价格差异瞬间在新能源行业引起震动。

作为光伏装机容量连续8年保持全国第一的省份，山东的光伏装机规模已达9130万千瓦，占全省新能源装机的绝对主导地位。然而，此次竞价结果却明确传递出光伏第一大省优化能源结构的信号：光伏产业规模化的扩张，已经不可持续！

山东的机制电价之所以能引起如此轩然大波，是因为山东不仅是新能源转型的“排头兵”，更是整个中国制造的“压舱石”，对于其他省份都有巨大的参考意义。

资料显示，山东是全国唯一一个拥有全部41个工业大类的省份，被誉为“大国工业博物馆” 。这意味着其重工业体系非常完整，从上游的能源、原材料到中游的装备制造，覆盖范围很广。

山东的工业结构常被概括为“两个70%”，即传统产业约占工业总量的70%，而这些传统产业中又有约70%是重化工业 。这直观地说明了其产业偏“重”的特点。主导产业包括化学原料和化学制品制造业、石油、煤炭加工等，这都是新、旧能源转型的重点，也对电网的稳定性有严格的要求。

“十四五”以来，山东新能源的表现十分亮眼：新能源装机以年均25%的速度增长，装机规模和发电量三年实现双翻番，标志着能源结构实现根本转变。山东全省单位GDP能耗近四年来累计降低18.5%，以3.9%的能耗增长支撑了6.1%的经济增长，

由于山东电网规模大、电网相对坚强，山东的用电量也大，发、用的匹配度很高，前期并网、消纳的矛盾不突出。但2023年已经到了临界点，2024年新能源的消纳率从2023年的98.5%下降到97.6%。随着新能源的持续加快发展，如果没有相匹配的用电增长，山东电网的消纳矛盾也将越来越突出。

山东省统计局数据显示，截至2024年底，山东全省非化石能源发电装机11559.7万千瓦，占全部发电装机48.3%。发电量占比仅为27.5%；而装机占比51.7%的化石能源，其发电量占比为72.5%。提升新能源的利用率，同时减少对煤电的过度依赖是大势所趋。

笔者回忆起，在2023年一次分布式光伏论坛的经历。当时，一位山东电网负责新能源板块的领导表示到“很多年前，光伏就像小马驹，不占空间也没什么风险，就随便养养。但是现在长的太快了，是一匹大马了，不仅个头大，吃的也多，需要它出力的时候也不稳定，需要多重措施来管管它。”

用可以“夜间发电”的风电来平衡光伏是措施的一种。5月15日，山东省人民政府新闻办举行新闻发布会，有关领导表示，要积极优化光伏、风电总装机比例。到2025年底，全省光伏、风电总装机比例由当时的3.2:1优化到2.6:1，从而更好地发挥风光互补特性，有效缓解光伏发电出力“午间高峰、夜间低谷”问题。

所以说，风电中标价格为0.319元/千瓦时，而光伏中标价格仅为0.225元/千瓦时，这并不是一个临时决定，而是对电网供需平衡的深层考量，也是对新能源投资项目的一种引导。

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山东机制电价设计的原则

来源：智汇光伏

还有一种说法，在全国各省中，山东的机制电价其实是一个特例。

据媒体报道，在各省市陆续公布的2026年1月代理购电公示表中，超过90%的地区新增了“新能源机制电量差价电费折合度电水平”这一细项。其中，山东省此项费用达到5.76分/度，仅次于河南，几乎为全国最高。

这项对新能源补贴带来的成本，最终会加在终端用户的头上。但是，山东不像江苏、安徽、浙江等省份，没有规模性的光伏制造企业以及由此带来的固定资产投资、税收、就业等。

不管怎样，山东机制电价政策最终采用了边际出清的方式来确定价格：将所有同类型竞价项目按其申报电价由低到高进行排序，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。

这种设计在“量”和“价”两个维度都引入了竞争机制。每年新增纳入机制的电量规模，根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。

政策设计了差异化执行期限。深远海风电执行15年，其他项目执行10年，这反映了政策对不同新能源技术类型的支持力度。

竞价上下限的设置也是关键创新。竞价上限根据新能源项目合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；现阶段竞价下限则参考先进电站造价水平折算度电成本合理确定，并计划后期适时取消。

客观来看，光伏的投资门槛较低而消纳能力又十分有限，导致供需关系失衡。2025年山东机制电价中超过3000个新能源项目中只产生了1175个入选席位，远超政府设定的125%竞价充足率下限。

2025年12月22日，山东省发改委正式发布《2026年山东省新能源机制电价竞价组织公告》。在延续2025年政策框架的基础上，对适用主体、电量规模、执行年限等关键要素进行了系统性优化。

值得注意的是，2026年的竞价主体扩展为2025年6月1日-2026年12月31日期间投产（全容量并网）且未获得机制电价的风电、光伏项目，时间跨度长达19个月！这一调整意味着，参与2026年竞价的，将不仅仅是2026年当年新建投产的项目，还包括了在2025年下半年投产但未能在此前竞价中中标的所有项目。

这使得符合资格的项目“蓄水池”规模急剧扩大。其直接后果是竞争烈度的提升。2025年的“落榜者”为了获得机制电价保障，势必会在2026年的竞价中报出更具竞争力的价格。

同时，2026年全年新建的项目也将加入战局，形成“存量增量项目”与“纯增量项目”同台竞技的局面。这种设置将最大程度地激发市场活力，通过“鲶鱼效应”进一步压低出清电价。

更被热议的是，非自然人户用光伏自2027年起不再纳入机制电价范围，引导该类项目转向市场化交易或自发自用模式。也就是说，之前各家户用光伏“跑马圈地”的时代彻底结束。笔者认为，这也是重大利好，让各大户用平台“自力更生”才是检验能力最好的方式，哪家平台的板子更好？逆变器更智能？运维更到位？都会随着收益模型体现出来。有时候，不需要做到绝对完美，只要比同行好一点，自然会脱颖而出。

在交易方式上，因零售侧报价出现混乱，部分售电公司为向发电侧施压，报出超低价格，导致发电侧与用电侧对2026年年度交易的价格预期存在巨大分歧，无法达成一致。同时，本年度市场规则方案公布时间较晚，严重压缩了传统的年度交易准备期。为此，山东电力交易中心决定，暂不组织年度双边交易，转为优先通过月度交易来落实中长期合同电量，并按季度组织零售合同签约，为市场预留更充分的适应与调整时间。

机制电价只是手段并不是目的，随着经济周期的回暖，电力供应不会一直宽松，超低价不会持续，但真正要做出改变的是光伏行业自身。

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对光伏行业的直接影响

电价信号已开始引导资本重新配置。

参与了此次机制电价竞价的业内人士表示：“这组价格信号为我们后续加力布局风电发展提供了市场指引。”

由于收益模式从“保障性收购+国家补贴”转向“市场化收益+机制竞价”，项目的收益率也大幅下滑。2026年1月，山东机制电价竞价光伏项目已陆续全容量并网——牟平农光互补光伏是一个典型案例。

资料显示，牟平一期项目规划总投资约为47,065.13万元，折后单瓦3.92元/kWh，电价采用0.35元/KWh测算，项目全投资收益率6.01%，资本金收益率为11.86%。若按照电价0.315元/KWh测算，项目全投资投资收益率为4.63%。本项目竞价结果为0.225元/KWh，较预期电价0.35元/kWh，下降超过35%，项目收益率接近负值，若后续再考虑两税影响及限电影响，项目收益率将会不忍直视。

但凡事都有利弊，项目收益率的下降也会压缩光伏项目的“非技术成本”：在集中式和分布式都存在大大小小的所谓“中介”、“路条”。长期以来，正是这些灰色地带的东西，成为行业发展的最大瓶颈。光伏全生命周期的度电成本其实才八九分钱，但电价两三毛钱了干电站的居然还赔钱，根本原因就是有“中间商赚差价”——除了中介以外，一线的分布式销售也是重灾区！

赶碳号此前了解到，一位山东电网的干部的老家想安装分布式光伏，但地方相关部门工作人员都能以各种理由拖延，后来亮明了身份，才得以审批下来，问题有多大可见一斑。

目前，山东省超三分之一的县市被划入分布式光伏消纳“红区”。消纳困境大家都理解，但更要加强监督，防治权利寻租。

同时，分布式光伏发展路径也在调整。山东省分布式结构正由户用为主逐步向工商业主导转变。2024年全年，山东省工商业光伏新增装机达到716万千瓦，户用光伏仅为206万千瓦。

不过，工商业光伏项目所受到的冲击更为直接。根据新政要求，对于2025年6月1日之后投产的新增工商业分布式光伏项目，其上网电量部分被完全排除在机制电价执行范围之外，必须全部参与电力市场交易。

这意味着它们不再有固定电价这个“保护伞”，收益完全由市场供需决定。同时，政策还要求新建工商业分布式光伏的自发自用比例不低于50%，这实际上引导项目必须优先满足业主自身用电，回归“就地消纳”的分布式能源本质。

现有的电力市场规则主要是为集中式电站设计的，对“小、散、乱”的分布式光伏缺乏适配性。例如，一个总装机50兆瓦的工商业分布式项目，可能分散在数千个屋顶上，当前要求每个屋顶项目单独准备完整资料参与市场，这给开发商带来沉重负担。

但光伏的天不会塌，只有四季变化，那些最快适应环境的企业，将会随着时间走在前面。

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光伏要如何应对？

面对新电价环境，光伏企业正在积极探索负荷为王的新发展逻辑。

山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌指出，随着“136号文”实施后光伏上网电价的下调，传统全额上网模式的分布式光伏经济性将显著下降。因此，光伏开发更加注重与用电负荷的匹配。分布式光伏的开发建设应充分结合业主的用电负荷特征和分时电价政策，同时提升市场参与能力和决策水平。在这种思路下，山东光伏从业者开始尝试三条路径：

1.精准定位优质负荷

未来的优质光伏项目，将高度集中于用电稳定且电价较高的工业园区和高载能企业。山东已对电解铝、钢铁等重点行业设定了绿电消费比例考核（如2025年电解铝行业考核比例为26.2%），这为光伏开发提供了明确的市场方向。开发者应主动与这类企业对接，签订长期购电协议（PPA），锁定基础收益。

2. 强化光储融合

配置储能是平滑光伏出力曲线、实现峰谷套利、提升本地消纳能力的关键手段。山东电力现货市场午间光伏大发时段的低电价或负电价对项目收益冲击很大。通过“光伏+储能”，可以将午间富余的电力储存起来，在傍晚用电高峰时段（电价高）释放，从而赚取可观的价差收益。山东正在推动源网荷储一体化试点，为这类项目提供了政策通道。

3. 创新市场参与模式

对于分散的分布式光伏项目，传统的单个参与市场模式成本高、难度大。更可行的路径是通过虚拟电厂（VPP） 等聚合模式，将大量小型项目整合成一个规模化的整体，统一参与电力市场交易和辅助服务市场，从而提升议价能力和抗风险水平。同时，积极探索绿电交易，满足企业用户的绿色消费需求，可以获得环境溢价，增加收益来源。

困难总是客观存在，主动作为才是生存之道。找到优质负荷，或者加强交易能力都是正确方向，赶碳号注意到，山东是农业大省，尤其是蔬菜和水果特别出名，也有大量反季种植的案例，这些项目需要稳定的供暖或者冷藏，如果能和光储项目深度融合，也会有广阔的发展空间。

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政策协同与系统优化

回到政策本身，山东的电价改革并非“单点发力”，而是打出了 “发电端调供给+用电端促消纳”组合拳。机制电价在发电端引导能源结构调整，“五段式”分时电价则从用电端匹配新能源出力。

就山东电力系统而言，面临着“缺电力不缺电量”的困境。在春秋季负荷较低的时段，午间光伏发电集中，电力供应远大于需求。为了保障电网安全，市场出清价格被迫走低甚至出现负电价。同时，省内大量的燃煤机组缺乏深度调峰能力，其最低技术出力限制了为新能源腾出空间的程度，加剧了午间的消纳矛盾。

“五段式”分时电价将一天24小时分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，实行差异化定价。高峰时段电价在平段基础上上浮70%，尖峰时段上浮100%，深谷时段下浮90%。

这一设计针对性地解决了光伏消纳难题。在光伏大发的中午时段设置低谷电价，引导用户调整用电行为。2024年，靠分时电价引导，山东中午的新能源消纳能力增加了583.87万千瓦。

山东还积极推动源网荷储一体化发展，明确就地就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式新能源自发自用4类试点模式。截至2025年9月底，已确定42个源网荷储一体化试点项目，其中7个已建成。

同时，随着山东放宽市场限价、完善容量补偿机制等政策落地，构网型储能、新能源配建储能、绿电直连项目配建储能等领域将迎来发展机遇。我们有充足的理由相信，机制电价不会“毁了”光伏行业，而是让他更健康地拥有未来。

写在最后

说起山东，笔者总是有一种钦佩之情，前不久，山东刚刚成为全国第三个、北方第一个GDP突破10万亿元的省份。在新旧能源转换以及外部不确定的背景之下，能取得这样的成就真的让人感慨。

长期以来，中国工业总是“南强北弱”。南方跑得快因为他们轻装上阵，北方走得慢，因为要背负国家粮仓的重任，要挖煤发电供给全国，更要炼钢造船保卫边疆。作为大国的“长子”，山东总是承受更多一些，不善言辞，却总是让人安心。

笔者突然想起，很多年前在山东的一次经历。那时因为工作需要，途径一条乡间小道，让笔者走得尤为困难，恰巧，一位山东大伯骑着三轮路过，说可以捎我一程。于是二人结伴而行，一路聊了很多。

那时正值四月，麦田青翠如海，生机勃勃。不同于城里人的快节奏，庄稼人对于时间有独特的理解和感受。时隔多年，笔者已经想不起谈话的详细过程。只记得他说过：“等儿女们都回来了，麦子就熟了。”

山东的光伏，快要熟了。

编审：侦碳

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       原文标题 : 光伏第一大省的机制电价，为什么会这么低？