16省机制电价出炉：最低0.19元、最高0.41元，差距为何如此悬殊？

今年新能源行业的大事，决定着新能源行业未来的机制电价，已经在全国近半省区落地了。

华夏能源网统计，截至目前，已有16个省区完成了机制电价首轮竞价。让外界颇感惊奇的是，竞价既跑出了0.19元/千瓦时（甘肃）的超低价，也涌现了0.41元/千瓦时（上海）的最高价。两者之间的差距竟有两倍多！

上海0.41元的机制电价，与上海的燃煤基准电价拉齐；甘肃0.19元的机制电价，则比照当地燃煤基准电价大幅下滑了37%。非但如此，甘肃0.19元的机制电价，已经向当地新能源现货市场的低价大幅靠拢了。

上述甘肃与上海的冰火两重天，其实并非个案。16省首轮机制电价竞价的结果显示，另有安徽、云南、海南、福建、广东、天津、江西等地，其机制电价保持了高水平（保持在当地燃煤基准电价附近）；同时，也有山东、黑龙江、青海等地机制电价比照燃煤基准电价大幅下滑。

“136号文”设计机制电价的出发点，是为了在新能源全面入市后保障新能源企业的合理收益，但是如果机制电价比照燃煤基准电价低太多的话，机制电价的保障力度就会大打折扣了。

这一高一低的对比之间，暴露了机制电价需要修订的诸多细节问题。

三高与三低：没有对比就没有伤害

机制电价的高低及其保障水平，在比较之中就有了大致的衡量。16省首轮机制电价竞价结果，我们选取机制电价大幅向新能源现货电价靠拢的3个省份——上海、安徽、云南，以及机制电价维持在燃煤基准电价水平上的3个省份——甘肃、黑龙江、山东，通过对比来一窥不同地区新能源项目的收益保障情形。

先来看甘肃、黑龙江、山东3省机制电价之低。

甘肃风光一体机制电价0.1954元/千瓦时，全国最低。

首先，甘肃136号文规定的新能源机制电价竞价上下限区间为0.1954-0.2447元/千瓦时，首次竞价就顶格下限成交，让人扼腕；其次，甘肃的燃煤基准电价为0.3元/千瓦时，机制电价0.1954元/千瓦时，比照燃煤基准电价下滑了37%；再次，0.1954元/千瓦时的机制电价，比甘肃0.24元的中长协电价，也是低了不少；最后，也是更加重要的，甘肃很多新能源场站弃电率竟然达到了七八成之高，电价不高叠加弃风弃光严重，新能源收益如何去保障呢？

黑龙江风光一体机制电价0.228元/千瓦时，虽然看似比甘肃是高了点，但是这一机制电价背后的隐忧并不少。首先，黑龙江燃煤基准电价为0.374元/千瓦时，机制电价0.228元/千瓦时，比照燃煤基准电价大幅下滑了40%；其次，尽管黑龙江新能源场站的弃电率外界还不得而知，但是此次机制电价竞价结果却从一个侧面有所反映。

此次黑龙江机制电价竞价，‌共562个新能源项目通过竞价审核，总规模8.4GW；最终仅277个、总规模3.4GW的项目入围。也就是说，一半以上的项目直接出局，根本就无缘机制电价的“雨露”。机制电价水平很低，入围项目比例低，加之不得而知的新能源弃电率，黑龙江新能源项目的收益自然是非常堪忧。

山东机制电价竞价，风电0.319元/千瓦时、光伏0.225元/千瓦时，风电机制电价是很高的，但光伏却很低。要知道，山东光伏装机已经近9000万千瓦了。山东燃煤基准电价0.3949元/千瓦时，光伏机制电价比照燃煤基准电价大幅下滑了43%。同样的，对于新能源装机近1.3亿千瓦的大省来说，新能源弃电问题是难免的。也就是说，山东新能源项目同样存在收益问题。

然后再来看上海、安徽、云南的机制电价之高。

9月29日，云南省组织2025年6月1日-12月31日并网增量新能源项目机制电价竞价，共529个新能源项目参与申报，中标入围项目509个。竞价结果，光伏项目出清机制电价0.33元/度，风电项目出清机制电价0.332元/度。同期，‌云南燃煤基准电价为0.3358元/千瓦时。

11月23日，安徽省2025-2026年机制电价竞价结果对外公示。其中，入围74个独立竞价项目机制电价为0.3837元/千瓦时，包括66个集中式光伏项目；入围8110个统一竞价项目，机制电价为0.384元/千瓦时，包括2个集中式光伏项目。同期，‌安徽燃煤基准电价为0.3844元/千瓦时。

11月24日，上海市2025-2026年机制电价竞价结果对外公示，中标入围2039个项目，机制电价水平0.4155元/千瓦时。这一电价水平与上海的燃煤基准电价相同，且也是迄今为止全国最高的增量新能源项目机制电价！

暂时抛开较为异常复杂难辨的机制电量规模不谈，首轮机制电价，三低三高的结果不能不引发思考。136号文机制电价设计的初衷，是带有保障性质的，本意是与以往新能源在燃煤基准电价水平上的保障性收购相衔接。机制电价比燃煤基准电价略低一点可以理解，但是低太多、甚至低去三四成，已经快要靠近现货市场均价了，那机制电价还有什么保障性功能呢？去参与竞价的意义何在？

沪皖滇：高机制电价的底层逻辑

将机制电价维持在燃煤基准电价的高水平上，进而跻身机制电价“前三甲”的上海、安徽、云南，到底是怎样做到的？这背后原因的极为复杂，但也不乏蛛丝马迹可以追踪。

此次竞价，上海给的机制电量指标是22亿千瓦时，最终入围的只有5.38亿千瓦时的电量参与竞价，结果就是竞价上限0.4155元/千瓦时出清成交；安徽给的机制电量指标是90亿千瓦时，最终入围的只有58.68亿千瓦时的电量参与竞价，结果就是燃煤基准电价0.38元/千瓦时附近出清成交。

也就是说，上海、安徽高机制电价高的一个共性原因，是政策赋予的机制电量指标高，而入围参与竞价的电量少。这一道理非常浅显，5个人分10个馍馍，那自然都能吃得饱。

上海的新能源体量特别小，今年4月，上海市的规划是到2025年底，光伏装机达到500万千瓦。此外，上海还有数量极其有限的一点海上风电。上海跨国公司云集，绿电需求很旺盛，而上海本地新能源又很少，于是，上海机制电价设计方面的自由度就很大，尽量给高价。

相比上海，甘肃则是另一个极端。甘肃新能源装机已经突破了8000万千瓦，并且，甘肃计划“十五五”新能源装机翻一番至1.6亿千瓦，项目上马多了，电力需求问题又未能妥善安排，于是，甘肃新能源场站弃电问题就特别严重。受其拖累，其机制电价也全国垫底。

上海甘肃对比说明，上马新能源项目并不是越多越好，需要科学规划、按需供给。新能源数量安排合理一点，机制电价可能就高一点，区域内的新能源企业都受益。新能源高质量发展，要考虑如何在保障新能源装机合理增速的同时，让机制电价高一点、保障水平高一点。

这一点，安徽的案例很有启发性。截至2025年6月，安徽省新能源发电装机容量达6414万千瓦，占全省发电总装机容量的46.6%，超过煤电，成为该省第一大电源。

而来自安徽省发改委的最新数据显示，近5年来，安徽新增可再生能源发电装机近5000万千瓦，可再生能源累计装机约7400万千瓦，是“十三五”末的3倍。可再生能源发电装机首次超越煤电，历史性实现“占比过半”。同时，安徽创新打造新能源发展的多类“赛道”，风电光伏发电新增并网规模近3年连续稳定在1200万千瓦左右。

在这一中等偏上的新能源装机量水平上，安徽仍然敢于将增量项目的机制电价上限，定在燃煤基准电价这一高水平上。这充分体现了安徽发展新能源的决心。

此外，安徽此次新能源机制电价竞价有一个细节很值得关注。那就是出清成交的58.68亿千瓦时中，8110个统一竞价项目（仅有2个集中式光伏项目），获得了机制电量17.54765398亿千瓦时。能给分布式项目这么多的机制电量，全国还没有第二家！

从地方发展来说，要想保障新能源的合理收益，需要双管齐下：既要科学合理规划本地区的新能源项目数量，又要以更大的勇气和决心，去赋予新能源更有保障水平的机制电价。如此才能让区域内新能源均衡、高质量地发展。

结语：新能源的合理收益要保障

上网电价的基本逻辑是这样的：火电时代的电价“定盘星”，是燃煤基准电价；燃煤基准电价上下浮动20%，就形成了中长协电价；中长协电价之外，是一天之内波动幅度非常之大的现货市场电价。

全面入市后，新能源恐惧市场化是有原因的。新能源是出了名的随机性、间歇性、波动性，这一特性使其在参与市场竞争的时候面临着很高的不确定性。

新能源市场化，带来了现货市场电价的持续走低，比如山东光伏1-6月现货市场均价已经跌到了6分钱；而中长协，新能源波动性大，中长协签约面临着出力曲线预测难的问题。预测不准会出现偏差考核，新能源业主方就需要到现货市场去采购高价电来完成履约。

如果新能源签约中长协没有上述困难，那中长协本身就能够保障新能源的收益，新能源也就不需要机制电价了。正因为新能源参与现货市场以及中长协，都存在着难以逾越的障碍，新能源全面入市才需要机制电价，来保障新能源业主的收益。

现在的问题是，机制电价到底在多大程度上保障了新能源的合理收益呢？正如目前各地的竞价结果所显示的，机制电价正在成为“鸡肋”，不参与竞价没保障，参与竞价了也没多少收益。行业期待的是，随着机制电价的逐步落地让更多问题暴露后，相关问题能够得以重视和改进。