山东首次机制电价竞价落地，风电光伏竞价结果明显分化。山东国网新能源云发布2025年度新能源机制电价竞价出清结果，从入选电量规模来看，风电入选电量59.67亿千瓦时，共计入选项目25个，装机容量359.11万千瓦，其中以集中式陆上风电为主，装机容量322.25万千瓦；入选电量远低于竞价电量规模，系申报规模偏小，为满足125%的申报充足率下限，则自动缩减机制电量规模。光伏入选电量12.48亿千瓦时，共计入选项目1175个，装机容量126.55万千瓦，其中集中式光伏仅7个，装机容量121.98万千瓦。从出清电价水平来看，风电出清价格0.319元/千瓦时，高于竞价下限0.225元/千瓦时，距竞价上限仅0.031元/千瓦时；光伏出清价格0.225元/千瓦时，高于竞价下限0.102元/千瓦时，低于竞价上限0.125元/千瓦时。整体来看，参与申报的风电项目有限且分配的竞价电量规模较大，风电参与主体报价相对理性，出清电价接近竞价上限；而光伏竞价电量规模小且参与申报的分布式光伏投资主体多，导致参与竞价的光伏项目竞争更为激烈，竞价结果面临较大压力。假设机制电价执行期限内（10年）风电和光伏市场化电价分别为0.32、0.2元/千瓦时，此后假设综合电价分别为0.25、0.15元/千瓦时，并假设陆上风电及集中式光伏的单位造价分别为5500、3000元/千瓦，则陆上风电能够实现的资本金IRR约为12%，保持合理、稳健的收益预期；而集中式光伏则面临较大盈利压力，若要保障相对合理的收益空间则需要进一步压降成本。差异化的机制电量配置、明显分化的竞价结果充分体现了山东优化新能源发展结构政策导向和市场调节的协同发力，同时也为新能源运营商提供了清晰的价格信号。基于此，大型发电企业或将进一步优化自身电源布局结构并加强成本控制，新能源的发展加速迈进效益导向的高质量发展新阶段。
　　输配电价修订与价格新机制发布，双重发力促进新能源消纳。9月8日，国家发改委等《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》等四项办法公开征求意见，提出：省内消纳维度，电网企业服务新能源就近消纳等新型主体时探索实行单一容量制电价；跨省跨区维度，对以输送清洁能源或联网功能为主的跨省跨区专项工程，探索实行两部制或单一容量制电价。9月9日，国家发改委与国家能源局联合印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，则明确就近消纳项目的输配电价由两部制改为主要按接网容量缴费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费，其中月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量，虽然电量电费不再单列，但一定程度将电量电费折算至容量电费进行收取，仅当项目用户侧的负荷率高于省内平均负荷率时或具备一定成本优势。输配电价与就近消纳项目价格机制共同发力，有望理顺就近消纳项目的电价机制，推动电网、发电企业、用户实现多方共赢，新能源消纳路径多元化趋势有望加速。
　　投资建议：“十四五”以来随着电力体制改革的推进，电力运营商焕发出新的活力。火电经营环境与盈利情况持续改善，推荐关注优质转型火电运营商华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、中国电力、华润电力、福能股份和部分广东地区火电运营商；水电板块推荐优质大水电长江电力、国投电力和华能水电；新能源三重底部共振下，行业投资长夜将明，推荐龙源电力H、中国核电和中闽能源。
　　风险提示
　　1、电力供需存在恶化风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险