各省竞价陆续启动，机制电价也要“反内卷”

随着新能源全面进入电力市场，业内人士戏称今年是“新能源政策最多的一年”。各省政策调整和响应的差异，也让电力投资企业不得不付出更多的时间来“消化”和应对。其中机制电价的预测和投标策略成为“全面入市”的重头戏。

随着各省增量项目机制电价竞价的陆续启动，面对这一兼具成本平衡与市场博弈的规则，参与竞价的新能源投资企业需要更加谨慎的评估电价投标策略，以及深入分析报价背后可能涉及的影响因素，这不仅关系到能否竞得机制电量，更重要的是其关乎整个项目全生命周期是微利还是“不赔”，又或者是“亏损”。

站在单个电站的角度，某种思维方式或者报价策略或许是正确的；但站在一个省或者地区的角度，行业利益最大化或许又需要更宏观的思考。

从全国首个实施机制电量竞价的省份结果来看，机制电量的规模是报价策略的核心。该省多家参与竞价的投资企业认为，“机制电量，尤其是光伏的总盘子太少，与实际参与竞价的项目规模不匹配，是导致第一轮竞价惨烈的核心因素。相比之下，风电的报价更显理性。”

根据公开信息，共有37个集中式光伏电站、3000多个分布式光伏项目参与了山东第一轮机制竞价，总规模超过3GW。按照机制电量规模12.94 亿千瓦时倒算，约折合1GW左右的光伏装机，入围中标率约为三分之一。

相比于光伏，风电的价格显然更为坚挺。在94.67亿千瓦时的机制电量总盘子中，风电81.73亿千瓦时，占比达到86%，“机制电量规模足够，是风电企业稳住申报电价的基本盘”，有行业人士分析认为，甚至报价策略中都考虑了在获取指标时支出的非技术成本。

对于光伏而言，竞争激烈的关键在于对于机制规模的供需不平衡导致。根据光伏們统计，2021-2024年山东下发了57GW的集中式光伏指标，截至2025年上半年山东集中式光伏新增装机2379万千瓦，这意味着57GW指标中至少有将近30GW未落地。假设由于土地、成本等其他因素导致的项目无法开工建设的占比为30%，那么还有将近20GW已经拿到指标的项目需要竞配机制电价，来保证项目推进。

“大部分拿到指标的项目，已经有了支出，包括前期各种文件手续，个别项目给地方政府的资源费也已经形成支出了”，不少企业在调研时表示，随着136号文出台，企业也需要评估前期支出与机制电价水平下项目投产之后，哪个损失更多，“一般参与第一批竞价的这些项目都是已经开工或者并网的，前期投入少则几百万，多则过亿，才会不择手段的以低价入围”。

为了进入机制电量，部分投资企业不得不考虑低价入围的策略。“大家都想坐轿子，不想抬轿子，先以地板价入围，因为企业也知道最终出清价格肯定不是地板价，总有入围企业的报价会高于地板价”，有企业透露，即使按照0.225元/千瓦时的出清价格，入围的几个集中式光伏电站也将面临亏损或者难以按时并网的问题。

可以预见的是，如果申报项目规模与机制电量规模差距过大，势必会迎来机制电价的“内卷”式竞争，不仅是山东，其他各省同样也会面临类似的情况。

从另一个维度来看这一问题，大部分省份的机制电价竞价由各省发改委价格处主导，而每年的非水消纳请任务以及指标发放是由各省能源局新能源处来管理。

所以，如果想要机制电价的竞争维持在相对合理的水平，那么起码在各省首次竞价中，机制电量的总盘子与增量项目规模的推进节奏应该进行适度匹配，才能保证竞出来的机制电价既能体现竞争带来的成本下降，也能保证出清电价下项目能够正常推进。

“总体来看，136号文的方向是没错的，但政策缓冲期太短了，三个月的时间集中式光伏电站是根本来不及抢并网的”，也有投资企业指出，夹在政策变动期、已经形成高额前期支出的项目，无疑将成为最大的“牺牲者”，也是机制竞价下最容易报低价的主体。

光伏們调研中获悉，一家国有企业抱着尝试的态度参与了第一次竞价，申报价格仅比出清价格高不到三厘钱，最终没有入围。该企业一位中层干部向光伏們表示，“这个价格是经多方测算评估，不盈利也不赔钱的水平，意味着假设电站投资3亿，20年后我们才会挣回来这笔钱。”

如果说增量项目为了拿到机制电量所采取的低价策略，是出于市场供需博弈的结果，那么面对即将到来的第二次竞价，多家投资企业表示，希望相关企业能够从成本出发进行理性竞价，尤其是没有开工的待建项目。“否则即使拿到机制电量，如果电价收益覆盖不了成本，甚至造成项目亏损，对于央企来说，项目负责人也是要担责的。”

实际上，理性竞价的目的是基于光伏电站在全生命周期能保持微利或者“不赔”的水平，但是除了固定成本之外，新能源电站投资还有很多边界因素，会直接影响电站的运营水平，这也是为何要谨慎报价的关键之一。

在机制电价模式下，如下图，以山东为例，光伏电站收益拆分为两个阶段，前十年是机制电价保障阶段，80%的电量按照机制电价执行，其余20%进入现货市场；十年之后全部电量进入现货市场。

可以看到的是，这三个部分几乎都有不可预估的因素。一方面，80%的机制电价能否按量执行，这一点受限电比例的影响，可能存在风险。今年1-8月山东光伏电站平均限电率已经达到20%，部分烟威地区的场站限电甚至在30%左右，如果后续限电率持续攀升，那么80%的电量是无法保证上网的，更遑论执行机制电价。

譬如，假设某省2025年机制电量总电量盘子为5亿度，申报规模为7亿度，最终进入机制电量的是5亿，但如果限电达到30%，那么进入机制电价的电量由于无法上网，会减少至4.5亿度，那么当年就会剩下0.5亿的机制电量缺口。如果这部分缺口没有其他的政策措施补齐，对于新能源场站而言，就需要在竞价时考虑由于限电带来的度电成本上升问题。

实际上，今年全国各省的限电比例都在明显提升。根据某电力央企内部数据，“2024年集团的新能源项目限电率只有9个点，今年上半年增长到18个点，估计下半年不会有明显的改善，上半年抢装完之后，尤其是光伏的限电率只会越来越高，亏损面也在全面放大。”

另一方面，前10年20%的市场电价与10年之后全部入市，这两部分的电价更是不可精准预测，尤其是11-20年的电价。

“山东大部分央企的预测电价都在0.15元/千瓦时左右，低一点有0.12的，但说实话现在预测10年后的电价，基本都是拍脑门订的，营销部门也认为这一预测没有任何可靠的理论与依据”，山东一央企相关负责人告诉光伏們，从目前的趋势来看，光伏在现货市场的电价只会越来越低。

综上，机制电价竞价结果，一方面，受机制电量总规模供需匹配的限制，这是政策制定部门需要全盘考虑的；另一方面，对于企业而言，理性报价既关乎于项目投运后的运营情况，同时报价也要基于限电、电价等难以精准预测因素下的综合评估。

进入三季度，各省机制电价竞价将会密集启动，上述分析逻辑不仅局限于某一省份，亦同样适用于全国范围的机制竞价。

10月9日，国家发展改革委、市场监管总局发布《关于治理价格无序竞争 维护良好市场价格秩序的公告》指出，价格竞争是市场竞争的重要方式之一，但无序竞争会对行业发展、产品创新、质量安全等造成负面影响，不利于国民经济健康发展。

显然，当下机制电价的内卷也是新能源产品内卷的关键“诱因”之一。