首轮新能源机制电价竞价总体情况 - 截至11月中旬，山东、甘肃、云南、江西、广东、新疆6省（区）已完成首轮新能源机制电价竞价工作 [1] - 此次竞价是136号文落地后新能源增量项目的首轮市场化竞价，对深化新能源市场化改革、推动能源高质量发展具有重要意义 [1] 各省竞价电价与电量结果 - 六省风电、光伏电价区间为0.1954~0.375元/千瓦时，其中风电最高价为江西0.375元/千瓦时，分布式光伏最高价为广东0.36元/千瓦时，集中式光伏最高价为云南和江西0.33元/千瓦时，风光项目电价谷底均为甘肃0.1954元/千瓦时 [2] - 新疆竞价电量规模庞大，风电项目机制电量约185.39亿千瓦时，光伏项目约36.08亿千瓦时，仅喀什华电项目机制电量就超过31.3亿千瓦时 [6] - 江西首轮机制电量总规模为11.6亿千瓦时，但最终风电机制电量4.62亿千瓦时，光伏机制电量1.31亿千瓦时，总规模仅占初始竞价规模过半 [8] - 广东首次竞价仅限分布式光伏，初始竞价规模50亿千瓦时，最终11654个项目入选，机制电量46.5亿千瓦时，电价为0.36元/千瓦时 [9] 地区资源禀赋与消纳能力对电价的影响 - 机制电价受消纳能力影响显著，新疆、甘肃资源富足但消纳能力低，电价位于中游或谷底，而广东用电量大、云南水电资源丰富，为新能源消纳提供空间，电价水平较高 [2] - 甘肃光伏发电项目利用率低，2025年9月利用率为90.4%（全国倒数第四），前九月利用率降至89.9%（全国倒数第五），巨大消纳压力促使其在首轮竞价中采用风光同价的下限0.1954元/千瓦时，以期实现电量大规模出清 [7] - 云南大规模水电装机（超8300万千瓦）为新能源接入提供天然缓冲，支撑其机制电价处于全国较高水平，风电与光伏电价基本持平于0.332元/千瓦时 [5][6] 风电与光伏项目的发展差异 - 除甘肃外，各地风电项目电价均高于光伏项目，更贴近竞价区间上限，因风电出力高峰期与社会用电负荷匹配度更高，而光伏处于“逆调峰”状态，提高了电网消纳成本 [3] - 政策导向加速结构调整，山东明确优化新能源结构，目标到2025年底将光伏、风电装机比例由3.2:1优化至2.6:1，并快速提升风电装机规模 [3] - 山东风光差价达0.094元/千瓦时，政策倾斜（给予风电更高电量规模）、风光出力周期差异及风电建设周期较长导致参与竞价项目少，是造成差价的主因，当地光伏机制电价已略低于度电成本 [4] 竞价机制与未来趋势 - 山东首轮机制电量规模因风光项目申报充足率不足125%而自动收缩，直至满足要求 [4] - 云南竞价中标比例高达96.22%，529个申报项目中有509个中标 [5] - 江西已启动2025年第二次新能源机制电价竞价，竞价区间为0.24~0.38元/千瓦时，与首次持平 [8] - 新疆较低的电价（风电0.252元/千瓦时，光伏0.235元/千瓦时）虽可能压抑社会资本投资热情，但有望加速电力外送并吸引高耗电企业落户 [6]

竞价结果概述 - 山东省公示2025年度新能源机制电价竞价出清结果 光伏机制电价0.225元/千瓦时 风电机制电价0.319元/千瓦时 [1][2][4] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时 机制电量比例80% 风电入选电量59.67亿千瓦时 机制电量比例70% [1][2][4] - 风电机制电价远高于竞价下限并接近上限 预期风电项目投资收益率较优 [2][5] 项目规模细节 - 光伏入选项目数量1175个 总规模1.27GW 其中集中式光伏1.22GW 分布式光伏46MW [4] - 风电入选项目数量25个 总规模3.59GW 涉及集中式陆上风电 分散式陆上风电 近海风电三类 [4] 电价机制改革 - 山东省2025年6月1日前投产存量项目执行机制电价0.3949元/千瓦时 [4] - 与标杆电价0.3949元/度相比 光伏增量项目机制电价下降43% 风电下降19% [4] 行业发展趋势 - "十五五"期间国内新能源开发整体规模保持稳定 集中式开发更侧重于风电 [2][6] - 风电产业链相关企业受益 建议关注金风科技 三一重能 运达股份 时代新材 [2][6]

山东省新能源机制电价竞价实施细则核心要点 政策背景与实施范围 - 政策依据国家发改委《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》(发改价格〔2025〕136号)制定[12] - 适用于2025年6月1日及以后投产的风电、光伏项目[12] - 明确禁止将配置储能作为项目核准、并网、上网的前置条件[12] 竞价主体资格 - 申报主体包括已投产和计划次年12月31日前投产的新能源项目[15] - 例外情况：工商业分布式光伏、增量配电网等项目不纳入机制电价范围[15] - 分布式项目可自主或委托代理商参与竞价，代理商单次代理容量不超过10万千瓦[15] 项目并网认定标准 - 全容量并网时间认定：风电/集中式光伏以电网企业试运票标注时间为准，低压分布式以验收调试时间为准[12] - 分布式项目需满足"四可"(可观、可测、可调、可控)条件[13] - 分期建设项目按期(批)认定全容量并网时间[13] 竞价机制设计 - 竞价电量规模根据可再生能源消纳责任权重动态调整[23] - 按技术类型(光伏/深远海风电/其他风电)分类组织竞价[23] - 采用边际出清定价机制，按申报电价从低到高排序确定出清价格[28] - 首次竞价于2025年8月组织，后续年度竞价原则上在10月份进行[31] 履约保障措施 - 未投产项目需提交履约保函，金额按装机容量×利用小时数×竞价上限×10%计算[35] - 项目延期投产6个月内，每日扣除保函金额1%作为违约金[38] - 延期超过6个月则取消竞价资格并全额扣除保函[38] - 因不可抗力导致的延期可申请豁免考核[38] 申报材料要求 - 已投产项目需提供并网协议、购售电合同等文件[17] - 未投产项目需提供接入系统设计方案回复意见[19] - 自然人户用光伏需提交产权证明和身份证明[20] - 竞价代理商需完成售电公司注册并提交代理委托书[21] 其他重要条款 - 机制电价执行期限根据项目投资回收期确定[28] - 入选项目不可再次参与后续竞价，未入选项目可继续申报[33] - 禁止操纵市场、串通报价等行为，违规者将取消三年竞价资格[39]