事件及摘要：
山东发改委日前发布《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）》。该细则最重大的意义是，明确了电站运营商的收益预期。虽然政策机制的运行会确保未来每一年新增光伏项目的机制电价持续降低，但央国企电站运营商基于这一规则，仍然可以找到保证项目IRR不低于最低要求回报率的方法与策略。因此，对光伏制造业而言是重大利好！
要点：
（1）【第7条：竞价申报主体】竞价申报主体为已投产（全容量并网）和未来12个月内投产（首次竞价为2025年6月1日-12月31日内投产），且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。
分布式光伏项目可委托竞价代理商代理参与竞价。现阶段，分布式光伏竞价代理商应为在山东电力交易中心完成注册、公示的售电公司。
（2）【第12条：竞价组织分类】技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。后期逐步合并为统一组织竞价，不再区分技术类型。
（3）【第13条：申报充足率】设置竞价申报充足率系数=Σ该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模。
【实施方案-三-（一）-3】2025年竞价申报充足率不低于125%。
（4）【第14条：单个项目机制电量申报上限】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。
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（HJT产业链价格行情请点阅读原文查阅）
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。
（5）【第17条：竞价上下限】新能源竞价上限，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。现阶段暂设定竞价下限，具体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。
（6）【第18条：申报充足率检测】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。
（7）【第19条：价格出清机制】竞价采用边际出清方式确定出清价格，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。
（8）【第20条：边际机组处置方式】当两个及以上项目按出清价格申报时，上述项目纳入机制的电量按装机容量占比，平分剩余机制电量（对应折算的机制电量比例四舍五入后取整数）。如边际机组入选电量小于其申报电量的40%（含），取消最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。
（9）【第21-22条：机制电价执行期限、机制电价起始时间】机制电价执行期限参照同类项目回收初始投资的平均期限合理确定。机制电价按项目申报投产时间的次月1日开始执行。入选时已投产的项目自入选次年1月1日开始执行（2025年6月1日至2025年竞价结果公布前投产的项目，自公布竞价结果次月执行）。
（10）【第27条：竞价组织时间】2025年竞价工作原则上于6月份组织。自2026年起竞价工作原则上于前一年10月份组织。
（11）【实施方案-三-（一）-4】纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。绿电交易电量的绿证收益按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。
（12）【实施方案-三-（二）-1】新能源中长期签约比例不设下限；中长期交易申报电量上限，现阶段按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。
（13）【实施方案-三-（二）-2】现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算，不参与日前市场的申报、出清、结算。未纳入机制的电量可参与日前市场，申报容量上限为额定容量扣减机制电量对应容量后的剩余容量。新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。
点评：
（1）政策目标：山东对136号文的细则，其政策目标非常清楚，即“引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本”。
（2）本细则下机制电价的长期趋势为“下降”：第17条竞价上下限的规定中，明确了每一年的机制电价只能以上一年的机制电价为上限，换言之，每年的机制电价只会越来越低。“实施方案-三-（一）-3”中规定了竞价申报充足率不低于125%，第18条申报充足率检测中又给出了防止政策漏洞的条款，因此每年会有20%以上的项目落选，由此落选机制保证大型电站运营商较难串通电价（即使大型电站运营商能拉到20%以上的当地项目并集体按竞价上限报价，但由于报价最高的边际份额要由多个项目去分，或者因入选电量少于申报电量的40%而被取消资格，故而极大降低了“串通”的收益，基本上认为杜绝了“串通”的可能性）。
（3）一次性竞价而非每年、跨期竞价：关于不同年份的电站是否每年竞价、跨期竞价的问题，在发改价格[2025]136号文中似乎没有讲清楚，山东的细则讲清楚了。根据细则第7条、第21-22条的表述，一次性将机制电价执行期限（比如10年）内的机制电价锁定了，原则上不跨期竞价。但是当年落选的项目，要通过参与第二年的竞价来获得机制电价。这意味着，不用担心次年或以后年份电站收购价降低对当年项目在未来的机制电价的影响。
（4）电站运营商如何保证项目IRR：电站运营商在拿到备案、接入系统设计方案回复意见后，先以“未投产项目”身份参与机制电价竞争，如果竞价成功，则按照要求IRR去反推电站收购价，电站收购价-电站实际成本=路条费；如果竞价不成功，则下一年再参与或放弃项目。由此，电站运营商的IRR得以保证了，每年的新增装机量也就得以保证了。
这明确了电站运营商实施光伏项目的收益预期，对国内光伏新增装机量是重大利好！！！在山东政策细则出台前，五大六小中已有一半以上暂停光伏项目开发，观望政策。因此，山东细则最大的意义是让光伏行业看到了需求量，看到了希望。
（5）中小电站运营商如何报价确保入选：对于中小运营商，可以按照竞价下限去报，确保中标；由于最终的统一机制电价为最后一个入选项目的申报价，所以不用担心按下限报价会影响回报率。
（6）大型电站运营商如何报价：大型电站运营商可以按照“实际电站成本+合理路条费+集团最低要求IRR”计算电价，进行申报。合理路条费可以取0.2-0.3元/W。当然，各家电站运营商对于合理路条费的理解不同、最低要求IRR也不同，认为合理路条费较高、集团最低要求IRR较高的电站运营商就有可能因报价太高而在竞价中被淘汰。
（7）各省路条费水平或将严重分化：根据2025年4月发改办体改[2025]394号文，浙江要在25年底前电力现货转正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月前电力现货转正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。而在此之前，山东、山西、甘肃、广东、蒙西五个地区已经是电力现货正式运行的地区。在电力现货运行的省份，电价较低，由此将拉低首年竞价上限，从而进一步负面影响电站收购价格、路条费。
目前，我国大陆共有河北北网、湖北、海南、贵州、云南、广西、西藏、北京、天津九个地区仍然尚未有开展电力现货的计划，这些省份的电力中长期交易价格仍将在相当一段时间内保持“坚挺”，故而，这些地区的光伏项目若能获得并网，则“路条费”仍然会较为可观。
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