16省機制電價出爐：最低0.19元、最高0.41元，差距為何如此懸殊？

作者 |劉洋

編輯 |蔣波、王東

今年新能源行業的大事，決定著新能源行業未來的機制電價，已經在全國近半省區落地了。

華夏能源網（公眾號hxny3060）統計，截至目前，已有16個省區完成了機制電價首輪競價。讓外界頗感驚奇的是，競價既跑出了0.19元/千瓦時（甘肅）的超低價，也涌現了0.41元/千瓦時（上海）的最高價。兩者之間的差距竟有兩倍多！

上海0.41元的機制電價，與上海的燃煤基準電價拉齊；甘肅0.19元的機制電價，則比照當地燃煤基準電價大幅下滑了37%。非但如此，甘肅甘肅0.19元的機制電價，已經向當地新能源現貨市場的低價大幅靠攏了。

上述甘肅與上海的冰火兩重天，其實并非個案。16省首輪機制電價競價的結果顯示，另有安徽、云南、海南、福建、廣東、天津、江西等地，其機制電價保持了高水平（保持在當地燃煤基準電價附近）；同時，也有山東、黑龍江、青海等地機制電價比照燃煤基準電價大幅下滑。

“136號文”設計機制電價的出發點，是為了在新能源全面入市后保障新能源企業的合理收益，但是如果機制電價比照燃煤基準電價低太多的話，機制電價的保障力度就會大打折扣了。

這一高一低的對比之間，暴露了機制電價需要修訂的諸多細節問題。

三高與三低：沒有對比就沒有傷害

機制電價的高低及其保障水平，在比較之中就有了大致的衡量。16省首輪機制電價競價結果，我們選取機制電價大幅向新能源現貨電價靠攏的3個省份——上海、安徽、云南，以及機制電價維持在燃煤基準電價水平上的3個省份——甘肅、黑龍江、山東，通過對比來一窺不同地區新能源項目的收益保障情形。

先來看甘肅、黑龍江、山東3省機制電價之低。

甘肅風光一體機制電價0.1954元/千瓦時，全國最低。

首先，甘肅136號文規定的新能源機制電價競價上下限區間為0.1954-0.2447元/千瓦時，首次競價就頂格下限成交，讓人扼腕；其次，甘肅的燃煤基準電價為0.3元/千瓦時，機制電價0.1954元/千瓦時，比照燃煤基準電價下滑了37%；再次，0.1954元/千瓦時的機制電價，比甘肅0.24元的中長協電價，也是低了不少；最后，也是更加重要的，甘肅很多新能源場站棄電率竟然達到了七八成之高，電價不高疊加棄風棄光嚴重，新能源收益如何去保障呢？

黑龍江風光一體機制電價0.228元/千瓦時，雖然看似比甘肅是高了點，但是這一機制電價背后的隱憂并不少。首先，黑龍江燃煤基準電價為0.374元/千瓦時，機制電價0.228元/千瓦時，比照燃煤基準電價大幅下滑了40%；其次，盡管黑龍江新能源場站的棄電率外界還不得而知，但是此次機制電價競價結果卻從一個側面有所反映。

此次黑龍江機制電價競價，?共562個新能源項目通過競價審核，總規模8.4GW；最終僅277個、總規模3.4GW的項目入圍。也就是說，一半以上的項目直接出局，根本就無緣機制電價的“雨露”。機制電價水平很低，入圍項目比例低，加之不得而知的新能源棄電率，黑龍江新能源項目的收益自然是非常堪憂。

山東機制電價競價，風電0.319元/千瓦時、光伏0.225元/千瓦時，風電機制電價是很高的，但光伏卻很低。要知道，山東光伏裝機已經近9000萬千瓦了。山東燃煤基準電價0.3949元/千瓦時，光伏機制電價比照燃煤基準電價大幅下滑了43%。同樣的，對于新能源裝機近1.3億千瓦的大省來說，新能源棄電問題是難免的。也就是說，山東新能源項目同樣存在收益問題。

然后再來看上海、安徽、云南的機制電價之高。

9月29日，云南省組織2025年6月1日-12月31日并網增量新能源項目機制電價競價，共529個新能源項目參與申報，中標入圍項目509個。競價結果，光伏項目出清機制電價0.33元/度，風電項目出清機制電價0.332元/度。同期，?云南燃煤基準電價為0.3358元/千瓦時。

11月23日，安徽省2025-2026年機制電價競價結果對外公示。其中，入圍74個獨立競價項目機制電價為0.3837元/千瓦時，包括66個集中式光伏項目；入圍8110個統一競價項目，機制電價為0.384元/千瓦時，包括2個集中式光伏項目。同期，?安徽燃煤基準電價為0.3844元/千瓦時。

11月24日，上海市2025-2026年機制電價競價結果對外公示，中標入圍2039個項目，機制電價水平0.4155元/千瓦時。這一電價水平與上海的燃煤基準電價相同，且也是迄今為止全國最高的增量新能源項目機制電價！

暫時拋開較為異常復雜難辨的機制電量規模不談，首輪機制電價，三低三高的結果不能不引發思考。136號文機制電價設計的初衷，是帶有保障性質的，本意是與以往新能源在燃煤基準電價水平上的保障性收購相銜接。機制電價比燃煤基準電價略低一點可以理解，但是低太多、甚至低去三四成，已經快要靠近現貨市場均價了，那機制電價還有什么保障性功能呢？去參與競價的意義何在？

滬皖滇：高機制電價的底層邏輯

將機制電價維持在燃煤基準電價的高水平上，進而躋身機制電價“前三甲”的上海、安徽、云南，到底是怎樣做到的？這背后原因的極為復雜，但也不乏蛛絲馬跡可以追蹤。

此次競價，上海給的機制電量指標是22億千瓦時，最終入圍的只有5.38億千瓦時的電量參與競價，結果就是競價上限0.4155元/千瓦時出清成交；安徽給的機制電量指標是90億千瓦時，最終入圍的只有58.68億千瓦時的電量參與競價，結果就是燃煤基準電價0.38元/千瓦時附近出清成交。

也就是說，上海、安徽高機制電價高的一個共性原因，是政策賦予的機制電量指標高，而入圍參與競價的電量少。這一道理非常淺顯，5個人分10個饃饃，那自然都能吃得飽。

上海的新能源體量特別小，今年4月，上海市的規劃是到2025年底，光伏裝機達到500萬千瓦。此外，上海還有數量極其有限的一點海上風電。上海跨國公司云集，綠電需求很旺盛，而上海本地新能源又很少，于是，上海機制電價設計方面的自由度就很大，盡量給高價。

相比上海，甘肅則是另一個極端。甘肅新能源裝機已經突破了8000萬千瓦，并且，甘肅計劃“十五五”新能源裝機翻一番至1.6億千瓦，項目上馬多了，電力需求問題又未能妥善安排，于是，甘肅新能源場站棄電問題就特別嚴重。受其拖累，其機制電價也全國墊底。

上海甘肅對比說明，上馬新能源項目并不是越多越好，需要科學規劃、按需供給。新能源數量安排合理一點，機制電價可能就高一點，區域內的新能源企業都受益。新能源高質量發展，要考慮如何在保障新能源裝機合理增速的同時，讓機制電價高一點、保障水平高一點。

這一點，安徽的案例很有啟發性。截至2025年6月，安徽省新能源發電裝機容量達6414萬千瓦，占全省發電總裝機容量的46.6%，超過煤電，成為該省第一大電源。

而來自安徽省發改委的最新數據顯示，近5年來，安徽新增可再生能源發電裝機近5000萬千瓦，可再生能源累計裝機約7400萬千瓦，是“十三五”末的3倍。可再生能源發電裝機首次超越煤電，歷史性實現“占比過半”。同時，安徽創新打造新能源發展的多類“賽道”，風電光伏發電新增并網規模近3年連續穩定在1200萬千瓦左右。

在這一中等偏上的新能源裝機量水平上，安徽仍然敢于將增量項目的機制電價上限，定在燃煤基準電價這一高水平上。這充分體現了安徽發展新能源的決心。

此外，安徽此次新能源機制電價競價有一個細節很值得關注。那就是出清成交的58.68億千瓦時中，8110個統一競價項目（僅有2個集中式光伏項目），獲得了機制電量17.54765398億千瓦時。能給分布式項目這么多的機制電量，全國還沒有第二家！

從地方發展來說，要想保障新能源的合理收益，需要雙管齊下：既要科學合理規劃本地區的新能源項目數量，又要以更大的勇氣和決心，去賦予新能源更有保障水平的機制電價。如此才能讓區域內新能源均衡、高質量地發展。

結語：新能源的合理收益要保障

上網電價的基本邏輯是這樣的：火電時代的電價“定盤星”，是燃煤基準電價；燃煤基準電價上下浮動20%，就形成了中長協電價；中長協電價之外，是一天之內波動幅度非常之大的現貨市場電價。

全面入市后，新能源恐懼市場化是有原因的。新能源是出了名的隨機性、間歇性、波動性，這一特性使其在參與市場競爭的時候面臨著很高的不確定性。

新能源市場化，帶來了現貨市場電價的持續走低，比如山東光伏1-6月現貨市場均價已經跌到了6分錢；而中長協，新能源波動性大，中長協簽約面臨著出力曲線預測難的問題。預測不準會出現偏差考核，新能源業主方就需要到現貨市場去采購高價電來完成履約。

如果新能源簽約中長協沒有上述困難，那中長協本身就能夠保障新能源的收益，新能源也就不需要機制電價了。正因為新能源參與現貨市場以及中長協，都存在著難以逾越的障礙，新能源全面入市才需要機制電價，來保障新能源業主的收益。

現在的問題是，機制電價到底在多大程度上保障了新能源的合理收益呢？正如目前各地的競價結果所顯示的，機制電價正在成為“雞肋”，不參與競價沒保障，參與競價了也沒多少收益。行業期待的是，隨著機制電價的逐步落地讓更多問題暴露后，相關問題能夠得以重視和改進。