11省机制电价竞价结果公布：新能源产业迈向精细化运营

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革、促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136号）》（简称“136号文”），文件规定，“各地要在2025年底前出台并实施具体方案”。

截至11月底，全国已有11个省份陆续公布2025年增量新能源项目机制电价竞价结果，其中，山东于9月9日全国首个公布，云南9月30日公布，甘肃、新疆、广东10月公布，进入11月，江西、安徽、青海、黑龙江、上海、天津6省先后公布。

“ESCN源网荷储与电力市场”按照地区分类，结合出清价格、竞价区间、纳入竞价范围内的机制电量以及最终入围的机制电量若干维度，将11省机制电价竞价出清结果整理如下：

差异化格局：华东价格较高，西北偏低，山东风光价差相对悬殊

目前已公布出清价格的11个省份中，有7省集中在华东和西北两个地区，华东地区的出清价格普遍相对较高，主要覆盖0.3-0.4元/千瓦时区间；西北地区普遍较低，覆盖0.2-0.25元/千瓦时区间。单个省份方面，出清价格最高的是上海，风、光均为0.4155元/千瓦时，最低的是甘肃，风、光均为0.1954元/千瓦时，风、光出清价格最为悬殊的是上海，为0.094元/千瓦时。

从区域位置来看，华东、西北地区过半省份已公布机制电价出清结果，华中地区暂无一省公布。11个省份中有7省分布在华东、西北两个地区，其中，华东地区最多，包含山东、安徽、上海、江西4省；西北地区次之，包含甘肃、青海、新疆3省；另外4个省份分别位于华北、华南、西南和东北地区。此外，华中地区湖北、湖南、河南3省目前均暂未公布竞价结果。

推进机制电价竞价工作进程相对靠前的华东、西北地区，也是新能源地域特色最为突出的两个地区：华东地区用电需求大但土地资源受限，新能源可开发容量稀缺，电网运行压力大；西北地区新能源消纳问题突出，特高压外送通道建设滞后，“弃风弃光”现象突出。

从出清价格来看，目前价格最高的是上海，风、光均为0.4155元/千瓦时，最低的是甘肃，风、光均为0.1954元/千瓦时；风、光出清价格不同的省份有4个，分别是山东、江西、新疆、云南，风电出清价格普遍高于光伏，价差最大的是山东，光伏0.2250元/千瓦时，风电0.3190元/千瓦时，相差0.094元/千瓦时。

风电、光伏机制电价保持一致的省份有5个，分别是上海、甘肃、青海、天津、黑龙江；另外2省情况各异：安徽没有区分风光单独竞价，而是划分为独一竞价项目和统一竞价项目两类；广东首批竞价只组织了分布式光伏项目，不涉及集中式光伏和风电。

从竞价区间与最终出清价格的维度来看，上海、青海、天津、安徽的出清价格贴近竞价上限；甘肃出清价格贴近竞价下限；其他几省出清价格位于竞价区间的中偏上区间。

从纳入竞价范围的机制电量总规模和最终入围机制电量维度来看，甘肃、新疆和黑龙江最终入围的机制电量与纳入范围总规模一致，机制电量100%利用完；上海、天津的利用率较低，约24%，其余各省的利用率均超过50%。

总的来看，11省机制电价呈现出明显的差异化格局，很难从单一维度直接解释价格形成的原因，背后的原因较为复杂，涉及各省能源结构、资源禀赋、消纳能力、政策导向等诸多因素。

多维化成因：新能源产业在淬炼中走向精细化

11省机制电价竞价出清结果存在一定的共性特征，但更多是各具特色，这与不同省份的风光资源禀赋、消纳能力、产业发展现状、地方政策倾向都息息相关，且这些影响因素多维交叉，共同决定了一省最终的机制电价。

一方面，要看资源禀赋和消纳能力的交叉作用。

如果资源禀赋强，但消纳能力弱，竞价激烈，那么出清价格就会偏低。比如西北地区，风力、光照资源丰富、土地资源辽阔，新能源装机体量大，度电成本相对较低，但消纳能力较低。以甘肃、新疆为例，纳入竞价范围内的机制电量总额100%用完，说明竞争异常激烈，发电企业为争取入围只能报低价，导致最终出清价格较低。

如果资源禀赋强，且可以实现多能互补，虽然消纳能力一般，但新能源发展潜力较大，那么机制电价会相对较高。与西北地区一样，西南地区也具备相对优势的资源禀赋，但多了一项水资源，水风光天然的互补属性，平抑了风光发电的间歇性与波动性，从而使机制电价具备较高的议价能力。比如云南，目前水电占比超过70%，新能源占比不足20%，新能源仍有巨大的发展空间，这些条件都为发电企业在竞价中提供了更多支撑。

对于消纳能力强，但资源禀赋一般的地区来说，分布式能源成为发展的主要版块。以分布式光伏主导竞价结果的广东为例，分布式光伏、尤其是工商业光伏市场需求强劲，且消纳能力强，机制电价水平也相对较高。

另一方面，就要考虑各省新能源产业发展现状和未来的规划，这些直接决定了当地政府的政策转向。

以山东为例，光伏机制电价仅0.225元/千瓦时，显著低于风电的0.319元/千瓦时。相较于风电19.2%的电价降幅，光伏项目的电价降幅高达43%。

“十四五”以来，山东新能源增长约8000万千瓦，截至2025年9月底，全省新能源装机为1.24亿千瓦、占总装机比例达50%。其中，光伏装机占比超过70%，但本地负荷高峰与光伏出力矛盾突出，电网运行压力和消纳压力双双拉大。与光伏相对，市场更为青睐与社会用电负荷曲线更为贴合的风电。基于此，山东以“优化新能源结构”为目标，针对光伏存量大、风电有增量空间的特点，将86%的机制电量配额倾斜给风电，引导企业加大风电投资，最终推动风电成为竞价主力。

与此同时，山东也在政策层面加强储能产业发展。2025年4月发布的《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》明确提出三大机制创新：放开现货市场限价，将峰谷价差从0.739元/千瓦时拉升至最高1.5元/千瓦时；建立“一体多用、分时复用”交易模式，允许储能同时参与电能量与调频、爬坡等辅助服务市场；推行容量租赁市场化，由市场协商定价替代政府指导价。数据显示，截至2025年9月底全省新型储能在运规模965万千瓦、较2022年底增长5倍多，居全国第三。

随着12月的到来，剩余各省也将密集公布机制电价出清结果，首轮竞价结束的同时也意味着全国新能源入市交易的第一步正式迈出去了。

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