在今年光伏行业的发展中有两大主旋律，一是反内卷，二是市场化。
光伏反内卷的战役已经持续一年多了，从顶层政策设计落地，到产能出清、限产控产、技术迭代等动作密集推进，行业正经历深刻转型中。
与此同时，随着136号文的正式下发，新能源电力市场化的脚步也在不断地加快，目前30个省发布关于136号文的承接文件，其中，已有5个省首次竞价结果已公布，6个省也已启动竞价预计近期将公布结果，从政策实施到竞价实操，标志着新能源电价市场化形成进入实质性的执行阶段。
0.13元/度差距，首轮竞价结果悬殊
2025年，可以说是新能源电价改革的开局之年，随着各省征求意见稿、正式文件、增量竞价文件的下发，进一步明确了新增新能源项目不再享受固定标杆电价，通过“机制电量+市场化交易”的形式来获取收益。
近期江西完成机制电价竞价，光伏电价为0.33元/度，相较燃煤基准价降低20.34%；从入围项目数量看，分布式光伏占比高达99.5%，这一数据体现出江西对分布式项目的重点发展方向，也侧面印证了江西省内光伏消纳能力尚有盈余。
同样，在竞价结果公布时间较早的四个省份中，机制电价区间为0.1954-0.332元/度，山东作为首个披露结果的省份，0.225元/度的光伏电价为后续竞价提供了参考标杆；此后，甘肃以风光均0.1954元/度成为当前最低的省份，云南以0.33元/度的光伏电价暂列最高，各省竞价结果竟然每度电相差0.13元。
要知道，据行业测算，光伏电价在0.25元/度才能覆盖租金与EPC成本，而甘肃0.1954元/度的价格会让部分项目面临亏损的风险。
另外，值得注意的是，四省的机制电价相比燃煤基准价都有不同幅度的下降，其中，山东相比燃煤基准价下降43%，甘肃相比燃煤基准价下降36.5%。
这种价格上的分化背后，反映出的是各地区资源禀赋、消纳条件和市场规则设计的深层差异。
从目前五个省份来看，甘肃和新疆的光照资源丰富，发电量也会比其他省份高，但也正因为资源禀赋突出，风光大基地项目较多，所以增量项目竞争激烈，反而在竞价中出现压价的情况。
山东、云南、江西作为光照资源中等的省份，其中，山东由于光伏项目储备相对充足，也导致竞争的激烈；而云南水能资源丰富，新能源占比较低，形成水电和光伏互补的模式，并且云南拥有高耗能产业，电力需求量大，消纳压力小，增量项目竞争相对较小，江西作为高耗能企业较多的省份，用电需求量较大，也使得电价相比西南地区会高出一些。
消纳能力，是增量项目竞价的一个重要指标，甘肃、新疆两省在消纳上依赖“外送特高压”，然而外送通道的容量有限，会导致增量项目不仅要与存量项目竞争通道资源，还要和其他省份“争抢”通道，进而使得电价被压低；而山东由于光伏处于“逆调峰”状态，提高了电网消纳成本，以至于之前出现过负电价的现象，光伏项目的结构性的矛盾加剧电网调峰压力。
此外，竞价规则的设计也会影响竞价结果，山东、新疆、江西采用风光分组竞价模式，导致风光电价差异明显；甘肃实行风光同场竞价，使得风光电价相同；而云南通过高中标率政策，相对降低了业主的风险。
五省的竞价已经落定，六省的竞价正在路上，然而，在即将开启竞价的七省份中，黑龙江、青海两省的机制电价下限低于0.2元/度，而上限仅青海一省低于0.3元/度。
从整体电价区间看，机制电价下限多维持在0.2-0.24元/度，上限则处于0.3-0.38 元/度范围。
从机制电量规模看，河北南网与冀北电网电量规模较大，河北南网风电占大头，光伏占比仅15%；冀北电网此次竞价机制电量规模较大，其中光伏电量达138亿度，安徽、黑龙江的机制电量总规模均超过60亿千瓦，而上海、甘肃只有20亿千瓦左右，江西甚至低至11.6亿千瓦。
在单个项目申报比例限制上，上海政策最为宽松，允许申报上限为90%，但受限于机制电量总规模较小，最终入选项目数量可能有限；其他省份电量比例多集中在80-85%，而江西、青海电量比例为65%、40%。
市场化竞速赛开启各省竞价大PK
随着136号文时限的临近，新能源增量项目机制电价竞价正紧锣密鼓推进；而山东、甘肃、新疆、云南、江西五省释放的市场信号显示，新能源电价形成机制已迎来根本性转变，市场化为主体的时代正拉开序幕。
目前，除11个已完成竞价和正处于竞价进程中的省份外，还有14个省份正式下发136号文承接文件，5个省份仍处于征求意见阶段。
从目前已公布的机制电价竞价上限数据来看，仅有上海、广东、四川、广西四个省份超过0.4元/度，而宁夏、青海、甘肃、新疆四个省份的竞价上限则低于0.3元/度。
值得注意的是，各省机制电价下限差距较大，最低的黑龙江仅0.114元/度，吉林、新疆下限定为0.15元/度，有47%的省份下限低于0.2元/度，多数省份贴近这一阈值；而高于0.2元/度的省份中，湖南、海南、贵州的下限在0.25-0.26元/度区间，其余省份也均是接近0.2元/度水平。由此可见，0.2元/度成为机制电价下限的隐性红线。
综合来看，各省竞价策略也是尽显地域特色，也折射出新能源市场化的复杂性。
西北地区依托资源富集，度电成本低至0.12-0.15元/度，即便机制电价维持在0.2元/度左右，仍然有稳定利润空间，可以通过“规模化开发”降低边际成本，例如新疆、甘肃的大型光伏基地项目，可通过批量采购组件、集中运维进一步压缩成本。
华东、华南资源中等的区域，度电成本达0.2-0.25元/度，需依赖0.35-0.4元/度的高机制电价保障收益，需要从“资源获取”转向“绿电价值挖掘”模式转变。
例如广东，在新能源竞价规则中并不是单一的低价，而是先满足企业绿电需求，竞价上限设定为0.40元/度，这一标准高于资源同类省份。
广东还采用“全电量市场化+差价结算”的双重模式，其中10千伏以上项目需按要求报量报价，10千伏以下项目则鼓励通过聚合方式入市，精准适配高耗能企业的绿电需求。
此外，还有省份在竞价规则上做了大胆的“改良”，辽宁在新能源竞价规则框架下，推出在现货市场中将申报价格下限设定为- 0.1元/千瓦时，这一设定在全国范围内都较为少见，允许新能源在出力高峰时段以“倒贴钱” 的方式上网，以此来倒逼储能系统参与电网调峰；还建立了“容量补偿机制”，根据煤电与电网侧储能对电力系统的贡献度给予固定补偿，可以缓解传统电源的调峰压力。
各省竞价机制出现差异并非偶然，根源在于“资源禀赋、消纳能力、政策导向”的三重合力，而这三大因素，恰恰是支撑新能源市场化发展的底层逻辑。
其中，资源富集程度会直接影响项目度电成本，对竞价策略产生作用；消纳能力则是决定竞价上限高低的关键因素；而各地方制定的政策规则，本质上是对产业发展需求与用户用电成本的权衡。
机制电价成为电站收益“指挥棒”
电价的“跳水”直接对电站收益造成冲击，以往传统测算收益模式已不再适用，机制电价的时代下，电价的不确定性成为最大变量。
在面对“电价降了，收益没了”，让许多开发商陷入焦虑，但换个角度来看，机制电价正在倒逼行业从“依赖补贴躺赚”到“凭借技术与服务盈利”的转型。
昔日只要取得项目就能获得收益，如今却要比拼“资源整合能力”，只有在低价环境中严格控制成本、与高耗能企业绑定销售绿电、从辅助服务中赚取额外收益才能在行业的变革中立足。
目前，不同省份的电价因资源和技术成本差异呈现出分化格局，需要更多结合电网消纳能力和储能配套，通过技术协同缓解电价分化带来的收益波动。
而配储比例也会对收益产生影响，如果项目配置储能，可通过参与调峰、辅助服务可以赚取额外收益，但需要仔细核算配储成本。
从山东来看，目前集中式项目在获取机制电价资格上更具优势，而工商业的上网部分被推向市场，面临更低的现货电价，处境相对艰难一些。
此外，对于绿证收益方面，政策规定纳入机制电量的部分无法同时获得绿证收益。
这意味着项目必须在有价格保障的机制电价和可能有溢价的绿证之间做出选择，对于无法获得高溢价绿电协议的项目，进入机制电量是更稳妥的选择。
对于提升运营与市场交易能力，需强化电力市场的预测与参与能力，通过参与绿电交易、优化报价策略拓宽收益空间；把控成本与选址环节，项目前期的选址规划与成本管控至关重要；探索多元化的收益路径，在机制电量基础上，积极拓展绿电交易、多年期购电协议等额外的收益渠道。
开发商更应该理性看待价格，不要一味追求低价中标，保持电价在合理区间平稳波动，才是行业可持续发展的基础。
接下来，将有更多省份陆续公布竞价结果。企业在紧盯目标省份存量电价与增量竞价规则的同时，还要计算出电价底线、成本上限、额外收益这三大关键指标，再决定是否入场。
在新能源电价市场化改革中，竞价不等于降价，而是通过价格信号引导资源在不同行业、区域间优化配置，结合自身定位与区域政策特征，主动适配竞价机制，从把控成本、挖掘价值、提升综合解决方案能力，才能紧跟新能源市场化改革洪流稳步立足。
免责声明：本平台仅供信息发布交流之途，请谨慎判断信息真伪。如遇虚假诈骗信息，请立即举报
举报