记者 潘俊田

9月11日，山东省发展和改革委员会正式向社会公示山东2025年新能源机制电价竞价结果。本次竞价共分风电、光伏两个项目组开展，机制电量总规模94.67亿千瓦时。风电入选电量59.67亿千瓦时，中标价格为0.319元/千瓦时；光伏入选电量12.48亿千瓦时，中标价格为0.225元/千瓦时。

这是今年年初国家发展和改革委员会、国家能源局印发《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》（下称“136号文”）设置新能源机制电价以来的首次新能源机制电价竞价。

136号文要求，以2025年6月1日为界对新能源项目进行“新老划断”。对于6月1日（含）之后投产的新能源增量项目，需由各地具体规定电量规模及通过市场竞争方式形成机制电价。新能源项目上网电量应全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。同时设置机制电价，当市场交易均价低于机制电价时，由电网对新能源项目进行补贴，反之则由新能源项目补贴电网。

山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌对经济观察报表示，本次竞价光伏中标价格略低，主要是由于全国首次进行竞价试点，分配给光伏的机制电量规模较少，市场出现“恐慌性”报价。分配给风电的机制电量较多，指标有一定剩余，因此价格较高。

张晓斌认为，由于有了本次的经验，后续再次组织竞价的过程中，预计可以更灵活地调节分配给光伏、风电项目的机制电量规模。

山东省是新能源装机大省，截至今年7月底，全省风光新能源装机1.19亿千瓦，其中光伏装机9130万千瓦，风电装机2749万千瓦，光伏装机规模居全国首位。同时，山东也在电力市场改革中走在了前列，是全国首个出台136号文实施细则的省份。

此次山东的新能源机制电价竞价也为全国其他地区推动136号文落地提供了可供借鉴的经验。

光伏开发“山东模式”

2012年，山东第一家户用分布式光伏落地青岛，此后山东逐步形成了“分布式多，集中式少”，分布式光伏又以户用为主的光伏发展模式。

户用分布式光伏是指建在农村屋顶等区域的光伏电站，发电量大多供应电网，并获取相应收益。截至2025年6月底，山东省分布式光伏装机量已近6000万千瓦，占总光伏装机量的三分之二左右。户用光伏至2024年年末占比超过50%。

张晓斌向经济观察报表示，光伏开发，特别是户用分布式光伏开发，对山东农村居民有显著的增收作用，因此山东农村地区对光伏建设的积极性特别高。

张晓斌说：“一般而言，将屋顶出租，每户农户每年可以获得超过3000元的收益，此外，还能拿到一笔超过2万元的初装费，对农村居民而言是非常好的增收渠道。”

2024年，由北京工业大学等机构发布的《中国分布式光伏高质量发展探讨山东省和江苏省的先锋作用》报告（下称“报告”）认为，山东省户用分布式光伏项目开发模式已经逐渐形成包含政府、安装主体、协调主体、建设主体和电网企业等多元主体协同共建的典型范式，并将其概括为“户用为主、整村开发、集中汇流、全额上网”的“山东模式”。

在这一模式下，政府能够充分整合资源，农户可以通过出租屋顶获得收益，村委从中协调，电网公司对光伏项目进行统一并网验收和管理监督。

在“山东模式”的推动下，从2017年到2024年，山东省连续8年位列全国分布式光伏装机首位，2019年分布式光伏装机更是超越集中式光伏电站成为光伏发展的“主力军”。

“存量保稳、增量竞优”

分布式光伏的快速发展加快了山东低碳转型的步伐，但也陆续带来了消纳压力。

光伏发电具有间歇性、波动性等特点，午间光照条件较好时，光伏电站发电量最多，晚间光伏电站基本不发电。

由于电网系统具有“随发随用”的特点，如果终端用电负荷无法匹配光伏电站的发电曲线，势必会造成部分时段“弃电”，部分时段“缺电”。

张晓斌告诉经济观察报，山东省以第二产业为主，第二产业中又以高耗能产业为主，这些产业的用电特性为24小时不间断用电。在晚间，光伏电站难以提供有效的电力支持。

2024年山东省全年用电量约8320亿千瓦时，其中第二产业约6071亿千瓦时。

张晓斌说，在光伏不出力的晚间时段，工业用电有时需要向外省采购，成本较高；而外省电力在山东电力市场中调峰调频参与机制尚不完善，这又进一步压缩了本地电源收益。

这种用电结构加剧了新能源消纳的压力，也提升了电力市场交易的必要性。张晓斌表示，新能源参与市场的核心逻辑是以更低的电价换取发电权，也就是通过竞争获得消纳空间。

2024年6月，山东省能源局发布《关于推进分布式光伏高质量发展的通知有关事项的补充通知（征求意见稿）》首次提出余电上网部分以当月集中式光伏现货市场加权平均电价结算，释放新能源尤其是分布式光伏入市的信号。

136号文的落地进一步确立了光伏发电入市的方向，也建立了制度框架。在这一框架下，山东开始快速推动新能源发电入市。

山东省发展和改革委员会、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局于今年7月31日印发的《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》（下称“方案”）要求全省新能源项目上网电量原则上全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。该方案规定，2025年6月1日前投产的存量新能源项目机制电价水平统一明确为0.3949元/千瓦时（含税），与2024年山东风光结算均价0.35元/千瓦时相衔接，保障存量电站收益。

对于增量电站，规定在竞价过程中将参考先进电站造价水平折算度电成本（不含收益）确定竞价下限，后续将视市场成熟度适时取消下限约束，为技术降本留出空间。

新能源大省的下一步

在新能源入市的政策背景下，能够更好地匹配终端负荷的电源更有价值。因此，风电和储能正在成为下一步山东新能源发展的重点。

风电能在白天、夜间持续出力，能够有效补充光伏发电的电量波动。今年4月21日，山东能源局印发的《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》（下称“行动方案”）中明确提出“加快发展风电”“快速提升风电装机规模，减少电力系统调节压力”。

5月15日，时任山东省能源局党组书记、局长胡薄在介绍山东深入实施“八大行动”，推动新能源高水平消纳情况的新闻发布会上表示，到今年底，全省光伏、风电总装机比例由目前的3.2：1优化到2.6：1，更好发挥风光互补特性，有效缓解光伏发电出力“午间高峰、夜间低谷”问题。

山东是风电资源大省，尤其是海上风电资源更加丰富。山东海洋面积约16万平方公里，海岸线约3345公里，规划海域100米高度的年平均风速约7.5米/秒，其中威海成山头东北部海域风速可达7.9米/秒以上。

截至2024年底，山东沿海已建成12座海上风电场，其中山东半岛南海上风电基地U场址作为国内单体最大的平价海上风电项目已于2024年10月26日实现全容量并网。

今年3月份，山东省发展和改革委员会印发了《2025年海洋强省建设重点项目名单的通知》，其中6个大型海上风电项目及11个风电装备制造项目入选，总装机容量达375.2万千瓦。

储能电站则可以将光伏电站白天超发的电力储存起来，等到夜间电力供应较少时再释放电力，从而平缓电力曲线，实现更高的电力效益。

行动方案指出，2025年要建成新型储能300万千瓦，同时完善储能市场交易机制，适当放开现货市场限价，拉大充放电价差。

张晓斌向经济观察报表示，此前山东分时电价政策仅供储能电站完成“一充一放”，且价差较小，相比于其他省份竞争力较小，因此储能装机较少，随着后续政策的推动，储能市场空间将进一步扩大。

此外，作为工业大省，绕过电力市场“红海”，实现绿电直连也是推动新能源电力消纳的一个思路。电站直接对接用电客户，其收益可以参考分时电价，进而提高收益率。工商业光伏电站大多执行“自发自用，余电上网”模式，电站跟附近的用电客户协商好用电量和价格后，直接向用电客户送电。近年来，山东工商业光伏新增装机快速发展。2024年全年，山东工商业光伏新增装机716万千瓦，超过户用光伏的206万千瓦，截至2025年6月，工商业光伏总装机已经超过3000万千瓦。

今年7月26日，东营时代零碳产业园正式开建，一期建设的40GWh锂电池绿色智造基地将由风电、光伏100%供电，年产值可达260亿元，税收12亿元。这也是全国首个100%绿电直连的零碳产业园。

张晓斌说，该模式既要求用电客户能够满足电量消费要求，又要满足持续经营要求。推动该模式的难点在于光伏电站开发商如何寻找优质客户。

在山东新能源转型方向下，张晓斌建议有一定实力的光伏电站开发商可以转向风电开发；继续开发光伏电站的企业，需要充分开发负荷资源，同时加大储能电站的装配，实现错峰发电，匹配电价曲线出力。此外，还可以进一步开拓海外市场，寻求更大的增量空间。