截至11月中旬，山東、甘肅、云南、江西、廣東、新疆6省(區)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研，到搭建競價實施方案，再到陸續啟動競價工作、相繼公布競價結果，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、推動能源高質量發展具有重要意義。

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、云南有更大規模的水電充當新能源“充電寶”，為新能源電量的隨發隨用留下了更大空間，也得以在首輪競價中為企業提供更多收益保障。

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。甘肅采用統一定價的方式核定風光增量項目，關鍵是希望借助電力市場大規模“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“逆調峰”狀態，明顯提高了電網消納成本。

在電量方面，風電項目普遍高于光伏項目，這主要受政策調整影響。2024年下半年，陜西、甘肅、寧夏等“新能源重鎮”就已陸續開始減少光伏指標占比，并定期對已有指標進行清退，以緩解光伏發電對地區電網消納的壓力。2025年，這一趨勢逐漸向中部地區蔓延。其中，山東明確表示，要優化新能源結構，加快發展風電，快速提升風電裝機規模，到2025年底，山東光伏、風電裝機比例將由目前的3.2:1優化到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模。作為我國西北地區首個新能源裝機規模過億的省份，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新能源電量的大規模外送，以減輕電網壓力。

重重壓力之下，是托舉還是傾銷?

從競價結果看，受資源稟賦、能源結構、消納能力、政策導向等因素影響，各地新能源增量項目競價工作，不僅呈現出鮮明的地方特色，也揭示了地區新能源項目發展趨向。

山東政策轉向效果明顯，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模。由于風光項目的申報充足率不足125%，導致首輪機制電量規模自動收縮，直至滿足申報充足率要求。其次，風電、光伏電價出現較大差距，主要受三個因素影響：一是風光出力周期不同，導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整，明確表示要“快速提升風電裝機規模”“有序發展光伏”，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模，導致兩者競爭激烈程度大不相同，也對最終電價水平產生了重要影響;三是建設周期，參與此次競價的新能源增量項目需要在2025年實現全容量并網投產，而風電項目的建設周期相對較長，導致風電增量項目中能參與此次競價的數量遠少于光伏，競爭激烈程度自然也就緩和很多。據業內分析，山東光伏項目的機制電價已略低于當地度電成本，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%。數據顯示，截至2025年7月底，云南發電裝機容量16678.76萬千瓦，其中水電裝機超8300萬千瓦。大規模水電裝機，為大規模新能源電量接入電網提供了天然的“緩沖”，支撐云南機制電價在全國處于較高水平。

新疆機制電量規模龐大，電價競爭力有望加速優勢轉化。優異的自然資源稟賦，使新疆成為當前達成交易電量的規模冠軍。風電項目共36個，合計規模約185.39億千瓦時;光伏項目共31個，合計規模約36.08億千瓦時。其中，僅喀什華電“兩個聯營”配套新能源項目，機制電量規模就超過了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模外送，并吸引更多冶金、化工等高耗電企業落戶新疆。

甘肅風光項目均為電價下限，迫切希望實現新能源電量出清。甘肅首批競價項目的競價區間為0.1954~0.2447元/千瓦時，在西北部地區基本處于中間水平。根據競價結果，甘肅不僅采取了風光同價的定價模式，更取用了競價區間的最下限——0.1954元/千瓦時作為最終結果。出現這一結果，主要是因為甘肅龐大的新能源規模和相對不足的消納能力(無論是本地還是外送)。根據國家能源局最新公布的數據，甘肅2025年9月的光伏發電項目利用率僅為90.4%(倒數第四)，2025年前九月的利用水平進一步下降到了89.9%(倒數第五)，在全國處于較低水平，其電網承受的巨大消納壓力可見一斑。面對特高壓外送通道建設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。

江西參報項目數量低于預期，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，導致入圍項目總規模壓縮。江西首次機制電量總規模為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，總規模占初始競價規模比重剛剛過半。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果中，屬于較高水平，能夠給予新能源項目更穩定的收益預期。11月中旬，江西省發展改革委已下發通知，啟動2025年第二次新能源機制電價競價工作，項目主體在2026年實現全容量并網的風光項目，及在2025年下半年投產且未納入機制執行范圍的增量新能源項目，競價區間為0.24~0.38元/千瓦時，與首次競價區間持平。

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日投產或承諾投產且未納入機制的分布式光伏項目參與報名，競價區間為0.2~0.4元/千瓦時，初始競價規模為50億千瓦時。競價結果顯示，共有11654個項目入選，入選項目單體最大規模超20兆瓦，電價為0.36元/千瓦時。機制電量46.5億千瓦時，不及初始預期，表明此次競價廣東的競爭環境相對寬松。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展一定的收益保障，以穩定投資預期。