近日，山东省发布发改委136号文承接文件《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》、《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》。2024年山东省新增光伏装机19.21GW，占当年全国新增光伏装机量约7%，是蒙疆以外国内最主要的光伏装机省份之一。山东省政策参考意义较大，对其政策分析有助于探析531之后的光伏需求动向。

正文

一、推动新能源上网电价全部由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制

文件要求光伏发电上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并在市场外设立差价结算机制——纳入机制的电量实行类似“多退少补”的差价结算（对于机制电量部分，如果市场交易均价＜机制电价，则向发电主体补偿差价，反之则扣除差价）即光伏发电收入=市场化发电收入+差价结算收入。该条内容与发改委136号文件精神保持一致，电价市场化改革稳步推进。

二、明确存量项目差价结算指标

对于2025年5月31日之前投产的存量项目

①机制电价：山东省文件明确531之前投产的存量项目机制电价为0.3949元/kwh（含税），此前发改委136号文件规定存量项目机制电价不高于当地煤电基准价。0.3949元/kwh的机制电价即为山东省煤电基准价，我们认为山东存量项目机制电价锚定煤电基准价，给予了存量项目在符合发改委要求前提下的最大收益基础，有助于稳定预期，实现政策改革下的平稳过渡。

②机制电量：山东省文件要求，对531之前投产的存量项目，单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化。发改委136号文对机制电量的相关规定为“由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策”，我们认为136号文对存量项目机制电量的指导精神重“衔接”，山东作为光伏发电大省，机制电量以外省非市场化率为参考，有助于协调全国电价市场化改革的进程、推动统一电力市场建设，更好地实现省内与省外的衔接。我们参考河北、内蒙、江苏、广东、云南、新疆等6个山东省外新能源发电大省，可以发现集中式项目入市比例偏高，非市场化率平均约20%-30%；而分布式项目保障收购比例较高，电力市场化程度相对较低。但存量项目机制电量详细确定规则在山东文件中并无明确，考虑到文件以“单个项目”为主体进行规定，我们初步推测集中式与分布式的机制电量比例或有区别，预计集中式机制电量占比平均约20%上下，分布式机制电量占比则可能高达80%上下，不过需要提示的是，山东省长期以来属于新能源保障比例较高的省份，因此如果机制电量占比参照省外新能源非市场化率，虽然有助于加快山东电力市场化交易进程，但对本省新能源的实际保障力度或有减弱。

③执行期限：文件要求，存量项目的差价结算机制的执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行，根据财政部、发改委、能源局《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时；国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。我们认为，该条内容将有助于稳定存量项目的长期收益预期。

举例说明：假设某存量集中式光伏项目，参与市场化交易价格=0.33元/kwh，全市场交易均价=0.35元/kwh，机制电价=0.3949元/kwh，机制电量占比20%，则单位发电量的电价结算价格=0.33+（0.3949-0.35）*20%=0.3390元/kwh。

三、细化增量项目机制电价竞价规则

对于2025年5月31日之后投产的增量项目

①机制电价：机制电价由各主体竞价确定，但竞价存在上下限，上限为原则上不高于该类型电源上年度机制电量竞价结果，首次竞价上限原则上不高于该类型电源上年度结算均价（即对光伏而言，2025年竞价上限为山东省光伏平均结算电价0.35元/kwh上下）；下限参考先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定。各主体竞价后，以“价格出清”的形式确定机制电价，即将所有同类型竞价项目按其申报电价由低到高进行排序，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。

②机制电量：山东文件对于全省机制电量总量规模基本与发改委136号文规则一致，要求年新增纳入机制电量的规模与年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等挂钩，即如果能够超额完成消纳任务，则机制电量规模适当减少，反之则适当增加。对于该条规定，我们理解如果将“机制电量”视为一种政策补贴，那么消纳能力较强则获得“补贴”越少，有助于推动市场化进程，反之消纳压力过高以至于无法完成消纳任务，那么“补贴”就会更加倾斜进而缓解新能源市场发展压力，这样一种动态的政策设计既能够逐步推动新能源摆脱对政策的依赖、加快入市进程，又能避免新能源发电在消纳困难的环境下又面临机制电量规模滑坡导致难上加难。

各项目在对机制电量进行申报时将按技术类型分别进行，即光伏与光伏竞价、风电与风电竞价（除非单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时），但长期趋势看未来将逐步合并为统一组织竞价。

此外，山东省在组织机制电量申报时，提出“申报充足率”的概念，申报充足率=∑该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模，并要求2025年竞价申报充足率不低于125%。同时，当竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率下限要求时，竞价电量规模自动缩减，直至满足申报充足率要求。表明，竞价时参与申报的电量，将总会高于竞价电量总规模（至少1.25倍），类似于招投标机制，即参与竞价的电量总是过剩的，此举将有利于刺激市场竞争。

单个项目申报机制电量存在上限，集中式单个项目机制电量申报上限=装机容量（交流侧）×该类型电源年度发电利用小时数×（1-厂用电率）×上限比例；分布式项目申报机制电量上限=装机容量（交流侧）×（1-年自发自用电量占发电量的比例）×该类型电源年度发电利用小 时数×（1-厂用电率）×上限比例。

③执行期限：文件要求参照同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，一般认为光伏电站的平均投资回收期在4-7年左右。

举例说明：简单假设只有A、B、C、D、E五个主体参与2025年机制电量竞价，竞价上限0.35元/kwh，下限0.28元/kwh，各主体报价不得超出区间，机制电量总规模200亿千瓦时，竞价情况如下：

可以观察到，5个申报主体总申报电量为195亿千瓦时，低于当年机制电量总规模的125%（即200*125%=250亿千瓦时），竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率下限要求，竞价电量规模自动缩减至156亿千瓦时（195/125%=156亿千瓦时），此时申报充足率达到125%。然后将竞价从低至高排列，选取最后一个项目报价——即0.33元/千瓦时作为机制电价（E项目经竞价充足率调整后未被选入）。

四、总结

总体来看，考虑到目前山东省电力现货市场价格表现相对低迷，我们预计531后光伏发电价格市场化波动将会显著侵蚀电站IRR，但保障机制取决于机制电价水平与机制电量比例，机制电价越高、机制电量比例越高，则项目收益的兜底保障力度越大。其中，存量项目因其机制电价确定为0.3949元/kwh，价格相对较高、市场预期也更为稳定；但增量项目机制电价上限锚定上年度结算均价（即对光伏而言，2025年竞价上限为山东省光伏平均结算电价0.35元/kwh上下），机制电价水平上限相较存量项目更低，因此增量项目的收益受到冲击或更大。