當打開電腦屏幕裡彈出的山東省新能源機制電價競價出清公示網頁時，新能源電站投資人盧躍(化名)的心懸了起來。風電，0.319 元 / 千瓦時，價格尚可，但這類動辄數億元起步的資本和資源密集型投資并不是他所在的普通民營企業能輕易參與的。點擊網頁繼續往下滑，到了光伏，這才是他熟悉的領域。0.225 元 / 千瓦時，他感到背後起了一層冷汗。身體比思維先印證他的直覺，“比想象中還要低”。
在這天，因為競價結果不及預期而感到危機的，不隻是盧躍。9 月 11 日一大早，山東省太陽能協會秘書長張曉斌就陸續接到來自多方的電話，向他打聽即将公示的競價結果和對今後市場在哪兒的判斷。“我之前預期的出清價是 0.26 元 / 千瓦時，這個價格能讓多數光伏電站維持微利。但很明顯，為了被選中，很多人報了超低價，就算是虧本也要發。”
機制電價是今年發布的 “136 号文”(《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》)中提出的新型電價結算機制，對納入該機制的電量采用 “多退少補” 的差價結算方式。由于參與電力市場的電價和電量的波動性較強，機制電價被視為是新能源全面進入電力市場前期提前鎖定收益的關鍵 “保險”。因此，一周前全國首個機制電價競價結果揭曉時，引發了業界對新能源投資收益的擔憂以及該如何轉向的讨論熱潮。
也是在這一周，國家發展改革委、國家能源局等部門出台了四份正式文件，對加速電力現貨市場建設、新型儲能規模化和新能源就近消納等領域，明确具體要求并作出細節調整。
在盧躍的印象中，如此集中而大量的新能源政策發布算得上罕見。在他和許多從業者看來，新能源電站的投資模型正被不斷刷新。但不變的方向是，新能源發電的消納責任不能再甩給電網，而是由電力用戶的實際需求決定。如果大市場長期供大于需，要麼調節自身發電能力，适應市場波動需求，要麼提前鎖定精準需求，擴大自發自用。
機制電價走低，“投資潮” 減退
山東，不僅是全國首個開展新能源機制電價競價的省份，還是全國光伏裝機規模最大的省份、全國電力市場化改革的先鋒。因此，即便這場競價結果僅代表山東省内今年的機制電價水平，也平添了些全國新能源電價 “風向标” 的意味。
公示信息顯示，此次入選的光伏項目機制電價 0.225 元 / 千瓦時，機制電量比例為 80%。入選規模為 1.265GW，除少量集中式項目，其餘多為戶用分布式光伏項目。風電機制電價為 0.319 元 / 千瓦時，機制電量比例 70%，項目規模共計 3.5911GW。兩者的執行期限均為 10 年。
市場對 “偏低” 的結果反應不一。有人此前就已預感到光伏競價會因參與者衆而造成價格踩踏，因此并不意外;有人認為參與方會堅守不賠錢的底線而懷有較高期望，則難掩失望。無論如何，從結果來看，多位業界人士反映，以這個機制電價為預期收益的光伏電站想要維持盈利，存在相當的難度。
張曉斌告訴記者，按照他此前對山東省内光伏電站的測算，一個正常的戶用光伏電站在申報時算入租金和 epc(工程總承包)成本，大約需要 0.25 元 / 千瓦時的結算電價才能保證項目基本利潤。但是根據此次機制電價競價結果，結合機制電價占八成、市場電價占兩成計算，綜合電價水平将低于 0.2 元 / 千瓦時。“如果以這個價格還能做到不賠，至少要滿足三個條件：一是這個項目什麼都沒開始做，二是純業主自投，三是沒有任何居間費用。但對于大多數的項目來說，實現這三點是不現實的。”
另一個常被業内引以為參照的，是 0.3949 元 / 千瓦時的山東省燃煤标杆電價。對比早期以此執行上網電價的存量項目，省内光伏和風電的機制電價分别下降 43%、19.2%，可見對增量項目收益影響頗深。
既然偏低的機制電價難以支撐多數項目盈利，為何依然有衆多投資者報出如此低價?
在張曉斌看來，本輪競價的結果是政策和市場共同作用的結果。一方面，政策鼓勵低價項目優先，并且給出的光伏機制電量規模遠小于風電;另一方面，光伏的投資門檻較低而消納能力又十分有限，導緻供需關系失衡。超過 3000 個新能源項目中隻産生了 1175 個入選席位，遠超政府設定的 125% 競價充足率下限。“山東釋放了一個明确的信号：短期内山東光伏市場并不需要這麼多的投資者，要把更多的資源放在風電上。”
也有行業人士認為，當前的時間節點比較特殊，過低的機制電價不一定會成為常态。中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎提出，從 136 号文正式發布到 “531” 節點隻給了三個多月的搶并網時間，相對光伏電站的建設周期過于緊張。作為增量項目，如果錯過機制電價的保障，将要面對比機制電價更低，而且很可能會持續走低的光伏市場交易電價，到時虧損會比現在更大。對于前期已經投入大量資源用以項目開發的新能源企業而言，報出一個能接受的最低價以争取入選資格，已經是眼下止損的最優解。
“想要避免這種情況，一是看政策給予的銜接時間能否進行一定的延期，二是看新能源企業能否果斷放棄這類收益率不佳的項目。如果更多企業主動選擇退出這個市場，供需關系和競價形勢将會發生根本性的改變。” 彭澎分析稱。
據興業研究薛博偉團隊研報分析，山東未來市場開發将聚焦于優質項目，非技術成本會大幅壓縮。在光伏競争相對緩和的長三角、川渝、閩粵等地區，若成本控制在 2 元 / 瓦以内且正常報價，則大概率入圍且有一定的收益能力，但收益也将大幅收窄。
第一财經記者注意到，今年年中以來，國内多個分布式光伏項目因條件不足悄然終止，公開原因包括項目無法滿足收益要求、電網可開放容量不足、有效投标不足等。
8 月底，A 股上市公司豫能控股(001896)發布公告稱，“受各方面因素影響，分布式光伏、用戶側儲能及充電樁項目在公司新能源業務中比較優勢并不明顯，已無法滿足公司投資收益要求”。該公告表示，決定放棄增量分布式光伏、用戶側儲能及充電樁類同業競争項目的投資建設與投運後收購機會，存量在建項目将結合實際穩慎推進。
就近消納利好頻出，為何 “難落地”
對于長期周旋于各類新能源投資項目的居間方而言，體感的變化尤其明顯。
“以前一個收資齊全的新能源成熟項目，有将近二十個資方聞風而來，主動聯系我們。現在是很多居間人拿着項目找不到能投的資方，我們估算，省内真正有落地能力的資方總共不超過十個，而且投資态度都很謹慎。” 河南千家邦能源科技有限公司創始人範惠麗告訴第一财經記者，當前資方投資意向相對強烈的，一是以 “自發自用、餘電上網” 的項目和源網荷儲類一體化工商業光伏項目，二是新型儲能電站。按照現行規則測算，前者有些項目已經能夠在紙面上算得過來賬，後者則是相對前瞻的戰略性布局，關鍵在于提前搶占優質資源。
9 月 12 日，國家發展改革委和國家能源局聯合發布《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》，進一步明确綠電直連、零碳園區、源網荷儲一體化等新能源就近消納模式的電價機制。其中最關鍵的一點是，将原先的電量電費折算到了容量電費中，輸配電價由兩部制正式改為主要按接網容量繳費，系統運行費亦逐步向按占用容量計費過渡。
“這種改變類似于車主駛入高速公路時，不再根據行駛裡程支付過路費，而隻需按照占用的最大通行能力交納固定費用。換言之，輸配電費的邏輯從關注‘電量使用’的多少，轉向了對‘容量資源’的占用。” 北京電鍊科技雙碳事業部總監鄭穎對第一财經記者表示，新的計費方式主要考慮的是電網基礎設施和容量資源等剛性成本，用戶會根據自身的容量需求合理申報并且支付相應的容量費用，報得高了不劃算，報得低了不夠用，此舉有利于提升資源的利用效率，并且減輕電網的系統調節壓力。那些負荷率高于平均負荷率的企業，即生産均衡、設備能力利用高的企業，采用新能源就近消納模式下的容量電費可以再省下一筆電費支出。
上述政策對促進新能源就近消納構成一則利好，至于這類項目 “自發自用電量” 的輸配電費和系統運行費等如何測算，目前沒有明确的執行标準，市場處于觀望階段。範惠麗告訴第一财經記者，正在推進的源網荷儲一體化類項目為了避免因政策調整而造成風險，通常發電方和用電方會在合同中約定，除了拟定好的銷售電價以外，其餘的線路費用等由雙方均攤或是再議。
“新規讓我們看到了政策鼓勵的方向和發展業态，但從現實的角度來看，眼下各方還有一些實際的顧慮沒有解決，通過審批真正落地的項目還是少。” 範惠麗表示，這背後的原因主要有三方面 ——
一是這類項目對餘電上網的比例有嚴格限制，通過安裝防逆流裝置限制對電網的反向送電。當用電方的需求與發電曲線不匹配時，隻能白白浪費。二是政策鼓勵通過配置儲能提高發電利用效率，但是成本過高，而且工商業和居民用戶對電化學儲能的燃爆風險表現敏感。三是經營風險過大，新能源電站的設計生命周期通常可以達到 25 年，但是用電企業的經營狀況也許會在幾年間出現大幅波動甚至倒閉，該情境下的退出機制尚且缺位。
張曉斌補充稱，即便是在用電企業經營一切正常的情況下，這類項目中的電費收繳也常面臨困難，無法保證穩定而确定的收益。“下一步要打通綠色金融機制，如果可以做到電費自動劃轉，将會大大調動發電方參與的積極性。”
來自北京的一位新能源電站資深投資人李女士告訴第一财經記者，早在 136 号文出台以前，公司的關注重心就從全電量上網項目轉向了高比例自發自用的負荷資源，但是開發起來并不順暢。“像是電解鋁、數據中心等企業屬于大工業用戶，他們跟政府前期洽談的用電價格本來就偏低，而且全天的用電曲線比較平，不太适合搭配新能源電站去運行。現在我們的重點放在了一般制造業企業，可以配合風光的出力曲線去調節自身的生産節奏，但是因為電量有限所以對應的利潤也相對薄一些。”
作為一家普通的民營企業，“永遠比市場快半步” 是範惠麗和她的許多同行所遵循的信條。這意味着，當政策逐漸明朗、市場預期相對穩定以後，他們才會敢于行動。
獨立儲能 “轉暖”，業界呼籲加強規劃
在衆多新能源投資類型中，新型儲能電站是相對特殊的一個存在。
136 号文以前，許多地方電網為了應對新能源大規模并網而陡增的系統調節壓力，采取 “現有後好” 的策略，要求新能源電站強制配儲。但現實情況是，由于缺乏明确的市場機制給予新型儲能以參與電力市場套利的身份，許多儲能電站淪為滿足硬性要求的 “擺設”，設備質量和利用率都處于極低水平。
136 号文以後，這種情況反而得到了改善。由于政策将儲能電站和新能源投資等松綁，市場主體投資的動機從滿足強制約束條件過渡到主動參與市場競逐。中關村儲能産業技術聯盟的數據顯示，8 月，源網側新增裝機 2.50GW(功率)/7.08GWh(能量)，同比分别增長了 22%、36%。其中，獨立儲能新增裝機占比超過總裝機規模一半。
這與今年持續推進的電力市場化改革密切相關。僅在過去一周，國家發展改革委、國家能源局、工信部等部委就公開印發了《電力現貨連續運行地區市場建設指引》《新型儲能規模化建設專項行動方案 (2025-2027 年)》《電力裝備行業穩增長工作方案(2025-2026 年)》三份文件，聚焦深化電力市場化改革，明确電力現貨市場的推進節奏，給予儲能參與市場的身份證，并給儲能裝機增長劃定底線目标。
據中信建投朱玥團隊的研報測算，多省出台的容量補償和容量電價等穩定收益，結合當地的電力市場峰谷價差，獨立儲能項目可以取得明顯的經濟性。以 100MW/400MWH 的儲能容量計算，河北模式和内蒙古模式的獨立儲能電站資本金内部收益率分别達到 6.2% 和 14.8%。這将高于大型國企項目投資原則上不低于 6% 到 8% 的内部收益率要求。
但同時，并不是所有的新型儲能電站都可以享受到參與電力市場的優厚紅利。熟悉山西電網的一位内部專家近期提供的數據顯示，去年區域電網發生的十餘起振蕩事件中，多數是由電源側控制系統引起。儲能電站的發生頻率達到七次，其中多數事故原因是一次調頻控制設備，其餘是由能源管理系統控制設備引起。參與調頻有償服務的獨立儲能電站，調節性能指标(K 值)參差不齊，隻有極少數電站能夠借此市場赢得相當可觀的利潤。
“儲能是一個系統，包含測控系統、控制系統、傳輸系統、執行設備等等。不同應用場景對儲能電站的性能要求不同，這考驗着儲能設備廠商和運營方是否對調頻及電網特性足夠理解。” 上述專家分析稱。
綠色和平與上海國際問題研究院近期發布的《邁向 “十五五” 煤電何去何從：轉型路徑與多元機制研究》報告顯示，随着技術成本的持續下降、市場收益的逐步提高和新能源調節需求的指數級增長，新型儲能在未來十年有望迎來大爆發，預計到 2025 年底超過 1 億千瓦、2030 年達 2 億到 3 億千瓦左右。
綜合考慮到太陽能發電成本的進一步降低、光熱逐步部署、分布式光伏并網受限等因素，預計光伏的部署速度會有所放緩，2025 到 2035 年均增長 18000 萬到 24000 萬千瓦。
上述報告同時強調，現階段新能源的大規模發展和電力系統安全保供離不開煤電的支撐作用和靈活調節能力。“十五五” 期間，繼續加大煤電靈活性改造仍将是支撐高比例新能源消納的主力，同時也要強化新能源的等效可靠供應能力，實現新能源大規模發展、煤電加速轉型和電力安全穩定供應的良性互動。
國網能源研究院原副院長蔣莉萍對第一财經記者表示，“十五五” 規劃研究及編制需根本轉變傳統思路，把風電、太陽能發電等新能源作為重要的技術要素在供電能力安排中加以考量。她建議重點關注三方面：一是科學評估可再生能源發電技術的容量置信度，重視地區資源特性和長時間低出力風險;二是根據各地具體情況加強對系統内各種靈活性資源情況的綜合分析和科學評估，在此基礎上編制本地區的電力系統調節能力專項規劃;三是要關注投資者的項目經濟回報問題并将其納入政策保障措施的考量之中，以避免規劃與實際脫節。
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