截至11月中旬，山東、甘肅、云南、江西、廣東、新疆6省(區(qū))已完成首輪新能源機制電價競價工作。從開展新能源項目成本調(diào)研，到搭建競價實施方案，再到陸續(xù)啟動競價工作、相繼公布競價結(jié)果，136號文落地后新能源增量項目的首輪市場化競價，對于我國深化新能源市場化改革、推動能源高質(zhì)量發(fā)展具有重要意義。

機制電價價差最高近0.18元/千瓦時

從六地公布的新能源機制電價競價出清結(jié)果看，在電價方面，機制電價受消納能力影響較大。例如，新疆、甘肅資源富足，但自身消納能力較低，機制電價水平在已公布的電價中位于中游，甘肅甚至是價格“谷底”。而廣東自身用電量大、云南有更大規(guī)模的水電充當新能源“充電寶”，為新能源電量的隨發(fā)隨用留下了更大空間，也得以在首輪競價中為企業(yè)提供更多收益保障。

六地的風電、光伏電價基本位于0.1954~0.375元/千瓦時。其中，風電項目最高價為江西0.375元/千瓦時，分布式光伏項目最高價為廣東0.36元/千瓦時，集中式光伏項目最高價為云南和江西0.33元/千瓦時，而風光項目的電價谷底目前均為甘肅，為0.1954元/千瓦時。

云南風電增量項目與光伏增量項目電價基本持平，為0.332元/千瓦時。新能源大省山東風光差價最大，達到0.094元/千瓦時。甘肅采用統(tǒng)一定價的方式核定風光增量項目，關(guān)鍵是希望借助電力市場大規(guī)模“傾銷”新能源電量，以減少本地消納能力偏低、外送通道建設(shè)滯后等因素造成的不利影響。

除甘肅外，各地風電項目電價均比光伏項目高，更貼近公布的競價區(qū)間上限。這主要受能源出力特性影響。相對來說，風電項目的出力高峰期與社會用電負荷匹配度更高，而光伏項目則基本全天處于“逆調(diào)峰”狀態(tài)，明顯提高了電網(wǎng)消納成本。

在電量方面，風電項目普遍高于光伏項目，這主要受政策調(diào)整影響。2024年下半年，陜西、甘肅、寧夏等“新能源重鎮(zhèn)”就已陸續(xù)開始減少光伏指標占比，并定期對已有指標進行清退，以緩解光伏發(fā)電對地區(qū)電網(wǎng)消納的壓力。2025年，這一趨勢逐漸向中部地區(qū)蔓延。其中，山東明確表示，要優(yōu)化新能源結(jié)構(gòu)，加快發(fā)展風電，快速提升風電裝機規(guī)模，到2025年底，山東光伏、風電裝機比例將由目前的3.2:1優(yōu)化到2.6:1。

新疆競價僅風電項目就超過了185億千瓦時，遠高于其他省份的機制電量總規(guī)模。作為我國西北地區(qū)首個新能源裝機規(guī)模過億的省份，新疆富足的風光資源使其有足夠的底氣拿出在全國市場都具備市場競爭力的電價，但相對較低的本地消納能力，也讓新疆迫切希望通過電力市場實現(xiàn)新能源電量的大規(guī)模外送，以減輕電網(wǎng)壓力。

重重壓力之下，是托舉還是傾銷?

從競價結(jié)果看，受資源稟賦、能源結(jié)構(gòu)、消納能力、政策導(dǎo)向等因素影響，各地新能源增量項目競價工作，不僅呈現(xiàn)出鮮明的地方特色，也揭示了地區(qū)新能源項目發(fā)展趨向。

山東政策轉(zhuǎn)向效果明顯，機制電價保障作用難起效。首先，風電、光伏項目的入選電量均少于競價電量規(guī)模。由于風光項目的申報充足率不足125%，導(dǎo)致首輪機制電量規(guī)模自動收縮，直至滿足申報充足率要求。其次，風電、光伏電價出現(xiàn)較大差距，主要受三個因素影響：一是風光出力周期不同，導(dǎo)致市場更為青睞與社會用電負荷曲線更為貼合的風電;二是山東能源政策調(diào)整，明確表示要“快速提升風電裝機規(guī)模”“有序發(fā)展光伏”，并在本次競價中給予了風電項目遠高于光伏項目的電量規(guī)模，導(dǎo)致兩者競爭激烈程度大不相同，也對最終電價水平產(chǎn)生了重要影響;三是建設(shè)周期，參與此次競價的新能源增量項目需要在2025年實現(xiàn)全容量并網(wǎng)投產(chǎn)，而風電項目的建設(shè)周期相對較長，導(dǎo)致風電增量項目中能參與此次競價的數(shù)量遠少于光伏，競爭激烈程度自然也就緩和很多。據(jù)業(yè)內(nèi)分析，山東光伏項目的機制電價已略低于當?shù)囟入姵杀?，項目即使中標，其電價收益也難以獲得保障，基本屬于“賠本賺吆喝”。

云南風光電價基本持平，中標率高達96.22%。云南首次機制電價競價結(jié)果顯示，529個新能源項目進行了申報，最終中標項目509個，中標比例達96.22%。數(shù)據(jù)顯示，截至2025年7月底，云南發(fā)電裝機容量16678.76萬千瓦，其中水電裝機超8300萬千瓦。大規(guī)模水電裝機，為大規(guī)模新能源電量接入電網(wǎng)提供了天然的“緩沖”，支撐云南機制電價在全國處于較高水平。

新疆機制電量規(guī)模龐大，電價競爭力有望加速優(yōu)勢轉(zhuǎn)化。優(yōu)異的自然資源稟賦，使新疆成為當前達成交易電量的規(guī)模冠軍。風電項目共36個，合計規(guī)模約185.39億千瓦時;光伏項目共31個，合計規(guī)模約36.08億千瓦時。其中，僅喀什華電“兩個聯(lián)營”配套新能源項目，機制電量規(guī)模就超過了31.3億千瓦時，甚至比部分省份首次參與競價的總電量還要多。從電價水平來看，新疆風電機制電價0.252元/千瓦時，光伏機制電價0.235元/千瓦時，在當前已公布的六地中相對較低。尤其是光伏項目，已逼近新疆光伏項目的度電成本。這一結(jié)果會在一定程度上壓抑社會資本投資熱情，但也會加速推動電力大規(guī)模外送，并吸引更多冶金、化工等高耗電企業(yè)落戶新疆。

甘肅風光項目均為電價下限，迫切希望實現(xiàn)新能源電量出清。甘肅首批競價項目的競價區(qū)間為0.1954~0.2447元/千瓦時，在西北部地區(qū)基本處于中間水平。根據(jù)競價結(jié)果，甘肅不僅采取了風光同價的定價模式，更取用了競價區(qū)間的最下限——0.1954元/千瓦時作為最終結(jié)果。出現(xiàn)這一結(jié)果，主要是因為甘肅龐大的新能源規(guī)模和相對不足的消納能力(無論是本地還是外送)。根據(jù)國家能源局最新公布的數(shù)據(jù)，甘肅2025年9月的光伏發(fā)電項目利用率僅為90.4%(倒數(shù)第四)，2025年前九月的利用水平進一步下降到了89.9%(倒數(shù)第五)，在全國處于較低水平，其電網(wǎng)承受的巨大消納壓力可見一斑。面對特高壓外送通道建設(shè)需要資金及時間投入的特點，甘肅在首輪競價中采用“薄利多銷”的模式，也就不足為奇。

江西參報項目數(shù)量低于預(yù)期，二次競價即將啟動。江西首輪新能源競價的參加項目相對較少，導(dǎo)致入圍項目總規(guī)模壓縮。江西首次機制電量總規(guī)模為11.6億千瓦時，其中風電5.7億千瓦時，光伏5.9億千瓦時。最終結(jié)果顯示，風電項目的機制電量為4.62億千瓦時，光伏項目的機制電量為1.31億千瓦時，總規(guī)模占初始競價規(guī)模比重剛剛過半。從電價來看，江西風電項目機制電價0.375元/千瓦時，光伏項目機制電價0.330元/千瓦時，在當前公布的競價結(jié)果中，屬于較高水平，能夠給予新能源項目更穩(wěn)定的收益預(yù)期。11月中旬，江西省發(fā)展改革委已下發(fā)通知，啟動2025年第二次新能源機制電價競價工作，項目主體在2026年實現(xiàn)全容量并網(wǎng)的風光項目，及在2025年下半年投產(chǎn)且未納入機制執(zhí)行范圍的增量新能源項目，競價區(qū)間為0.24~0.38元/千瓦時，與首次競價區(qū)間持平。

廣東僅分布式參與首次競價。在有資格參選的項目中，本輪競價僅允許2025年6月1日~2026年10月31日投產(chǎn)或承諾投產(chǎn)且未納入機制的分布式光伏項目參與報名，競價區(qū)間為0.2~0.4元/千瓦時，初始競價規(guī)模為50億千瓦時。競價結(jié)果顯示，共有11654個項目入選，入選項目單體最大規(guī)模超20兆瓦，電價為0.36元/千瓦時。機制電量46.5億千瓦時，不及初始預(yù)期，表明此次競價廣東的競爭環(huán)境相對寬松。從競價過程來看，政府仍希望給予海上風電及分布式光伏項目的發(fā)展一定的收益保障，以穩(wěn)定投資預(yù)期。