截至11月中旬，山东、甘肃、云南、江西、广东、新疆6省（区）已完成首轮新能源机制电价竞价工作。从开展新能源项目成本调研，到搭建竞价实施方案，再到陆续启动竞价工作、相继公布竞价结果，136号文落地后新能源增量项目的首轮市场化竞价，对于我国深化新能源市场化改革、推动能源高质量发展具有重要意义。

机制电价价差最高近0.18元/千瓦时

从六地公布的新能源机制电价竞价出清结果看，在电价方面，机制电价受消纳能力影响较大。例如，新疆、甘肃资源富足，但自身消纳能力较低，机制电价水平在已公布的电价中位于中游，甘肃甚至是价格“谷底”。而广东自身用电量大、云南有更大规模的水电充当新能源“充电宝”，为新能源电量的随发随用留下了更大空间，也得以在首轮竞价中为企业提供更多收益保障。

六地的风电、光伏电价基本位于0.1954~0.375元/千瓦时。其中，风电项目最高价为江西0.375元/千瓦时，分布式光伏项目最高价为广东0.36元/千瓦时，集中式光伏项目最高价为云南和江西0.33元/千瓦时，而风光项目的电价谷底目前均为甘肃，为0.1954元/千瓦时。

云南风电增量项目与光伏增量项目电价基本持平，为0.332元/千瓦时。新能源大省山东风光差价最大，达到0.094元/千瓦时。甘肃采用统一定价的方式核定风光增量项目，关键是希望借助电力市场大规模“倾销”新能源电量，以减少本地消纳能力偏低、外送通道建设滞后等因素造成的不利影响。

除甘肃外，各地风电项目电价均比光伏项目高，更贴近公布的竞价区间上限。这主要受能源出力特性影响。相对来说，风电项目的出力高峰期与社会用电负荷匹配度更高，而光伏项目则基本全天处于“逆调峰”状态，明显提高了电网消纳成本。

在电量方面，风电项目普遍高于光伏项目，这主要受政策调整影响。2024年下半年，陕西、甘肃、宁夏等“新能源重镇”就已陆续开始减少光伏指标占比，并定期对已有指标进行清退，以缓解光伏发电对地区电网消纳的压力。2025年，这一趋势逐渐向中部地区蔓延。其中，山东明确表示，要优化新能源结构，加快发展风电，快速提升风电装机规模，到2025年底，山东光伏、风电装机比例将由目前的3.2:1优化到2.6:1。

新疆竞价仅风电项目就超过了185亿千瓦时，远高于其他省份的机制电量总规模。作为我国西北地区首个新能源装机规模过亿的省份，新疆富足的风光资源使其有足够的底气拿出在全国市场都具备市场竞争力的电价，但相对较低的本地消纳能力，也让新疆迫切希望通过电力市场实现新能源电量的大规模外送，以减轻电网压力。

重重压力之下，是托举还是倾销？

从竞价结果看，受资源禀赋、能源结构、消纳能力、政策导向等因素影响，各地新能源增量项目竞价工作，不仅呈现出鲜明的地方特色，也揭示了地区新能源项目发展趋向。

山东政策转向效果明显，机制电价保障作用难起效。首先，风电、光伏项目的入选电量均少于竞价电量规模。由于风光项目的申报充足率不足125%，导致首轮机制电量规模自动收缩，直至满足申报充足率要求。其次，风电、光伏电价出现较大差距，主要受三个因素影响：一是风光出力周期不同，导致市场更为青睐与社会用电负荷曲线更为贴合的风电；二是山东能源政策调整，明确表示要“快速提升风电装机规模”“有序发展光伏”，并在本次竞价中给予了风电项目远高于光伏项目的电量规模，导致两者竞争激烈程度大不相同，也对最终电价水平产生了重要影响；三是建设周期，参与此次竞价的新能源增量项目需要在2025年实现全容量并网投产，而风电项目的建设周期相对较长，导致风电增量项目中能参与此次竞价的数量远少于光伏，竞争激烈程度自然也就缓和很多。据业内分析，山东光伏项目的机制电价已略低于当地度电成本，项目即使中标，其电价收益也难以获得保障，基本属于“赔本赚吆喝”。

云南风光电价基本持平，中标率高达96.22%。云南首次机制电价竞价结果显示，529个新能源项目进行了申报，最终中标项目509个，中标比例达96.22%。数据显示，截至2025年7月底，云南发电装机容量16678.76万千瓦，其中水电装机超8300万千瓦。大规模水电装机，为大规模新能源电量接入电网提供了天然的“缓冲”，支撑云南机制电价在全国处于较高水平。

新疆机制电量规模庞大，电价竞争力有望加速优势转化。优异的自然资源禀赋，使新疆成为当前达成交易电量的规模冠军。风电项目共36个，合计规模约185.39亿千瓦时；光伏项目共31个，合计规模约36.08亿千瓦时。其中，仅喀什华电“两个联营”配套新能源项目，机制电量规模就超过了31.3亿千瓦时，甚至比部分省份首次参与竞价的总电量还要多。从电价水平来看，新疆风电机制电价0.252元/千瓦时，光伏机制电价0.235元/千瓦时，在当前已公布的六地中相对较低。尤其是光伏项目，已逼近新疆光伏项目的度电成本。这一结果会在一定程度上压抑社会资本投资热情，但也会加速推动电力大规模外送，并吸引更多冶金、化工等高耗电企业落户新疆。

甘肃风光项目均为电价下限，迫切希望实现新能源电量出清。甘肃首批竞价项目的竞价区间为0.1954~0.2447元/千瓦时，在西北部地区基本处于中间水平。根据竞价结果，甘肃不仅采取了风光同价的定价模式，更取用了竞价区间的最下限——0.1954元/千瓦时作为最终结果。出现这一结果，主要是因为甘肃庞大的新能源规模和相对不足的消纳能力（无论是本地还是外送）。根据国家能源局最新公布的数据，甘肃2025年9月的光伏发电项目利用率仅为90.4%（倒数第四），2025年前九月的利用水平进一步下降到了89.9%（倒数第五），在全国处于较低水平，其电网承受的巨大消纳压力可见一斑。面对特高压外送通道建设需要资金及时间投入的特点，甘肃在首轮竞价中采用“薄利多销”的模式，也就不足为奇。

江西参报项目数量低于预期，二次竞价即将启动。江西首轮新能源竞价的参加项目相对较少，导致入围项目总规模压缩。江西首次机制电量总规模为11.6亿千瓦时，其中风电5.7亿千瓦时，光伏5.9亿千瓦时。最终结果显示，风电项目的机制电量为4.62亿千瓦时，光伏项目的机制电量为1.31亿千瓦时，总规模占初始竞价规模比重刚刚过半。从电价来看，江西风电项目机制电价0.375元/千瓦时，光伏项目机制电价0.330元/千瓦时，在当前公布的竞价结果中，属于较高水平，能够给予新能源项目更稳定的收益预期。11月中旬，江西省发展改革委已下发通知，启动2025年第二次新能源机制电价竞价工作，项目主体在2026年实现全容量并网的风光项目，及在2025年下半年投产且未纳入机制执行范围的增量新能源项目，竞价区间为0.24~0.38元/千瓦时，与首次竞价区间持平。

广东仅分布式参与首次竞价。在有资格参选的项目中，本轮竞价仅允许2025年6月1日~2026年10月31日投产或承诺投产且未纳入机制的分布式光伏项目参与报名，竞价区间为0.2~0.4元/千瓦时，初始竞价规模为50亿千瓦时。竞价结果显示，共有11654个项目入选，入选项目单体最大规模超20兆瓦，电价为0.36元/千瓦时。机制电量46.5亿千瓦时，不及初始预期，表明此次竞价广东的竞争环境相对宽松。从竞价过程来看，政府仍希望给予海上风电及分布式光伏项目的发展一定的收益保障，以稳定投资预期。