进入10月以来，新疆、甘肃、江西、广东四省发布新能源机制电价竞价结果，截至目前，包括山东、云南已经有6个省份完成竞价并公示结果。

这六省因资源禀赋、消纳能力、产业基础的差异，呈现出截然不同的竞价格局——山东侧重风电、甘肃全线下限、新疆规模均衡、云南高价成交，江西、广东分布式光伏主导竞价格局。这些结果不仅是地方政策与市场博弈的直接体现，更成为全国其他省份制定细则，电站企业参与机制电价竞价的重要参考。

六省竞价格局全景扫描

山东：风电主导的结构化竞价

2025年8月8日，山东省发改委、能源局联合发布《关于2025年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》及《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，明确机制电量总规模94.67亿千瓦时。其中，风电81.73亿千瓦时、光伏12.94亿千瓦时，设定竞价上限0.35元/kWh、风电下限0.094元/kWh、光伏下限0.123元/kWh。

在此政策框架下，2025年10月山东公示竞价结果：风电以59.67亿千瓦时机制电量、0.319元/kWh电价成为绝对主力，光伏则以12.48亿千瓦时、0.225元/kWh跟进。

云南：水电协同，高消纳支撑高价成交

2025年8月28日，昆明电力交易中心发布《云南省新能源上网电价市场化改革配套细则》，明确针对2025年6月1日至12月31日投产项目开展竞价，设定风电机制电量比例50%、竞价区间0.18-0.3358元/kWh，光伏机制电量比例60%、竞价区间0.22-0.3358元/kWh。

2025年9月29日竞价结果显示：509个中标项目（覆盖218家主体）中，光伏电价0.33元/kWh、风电0.332元/kWh，接近云南煤电基准价0.3358元/kWh。

新疆：电价贴合成本中枢

2025年9月30日，新疆通过新能源云平台发布《新疆维吾尔自治区2025年度增量新能源项目机制电价竞价公告》，明确针对2025年6月1日至12月31日投产项目，分配风电机制电量185.4亿千瓦时、光伏36.1亿千瓦时，设定竞价区间0.15-0.262元/kWh，单个项目机制电量申报比例上限62.5%。

2025年10月15日公示结果显示：风电36个项目成交185亿度,电价0.252元/kWh，光伏31个项目成交36亿度，电价0.235元/kWh。光伏的价格已经非常贴近新疆光伏项目的度电成本。

甘肃：全线下限成交

甘肃省围绕“136号文”制定分批次竞价策略：2025年9月15日开启首批竞价，针对2025年6月1日至12月31日已投产/计划投产项目，设定机制电量8.3亿千瓦时、竞价区间0.1954-0.2447元/kWh。

2025年10月16日公示的首批结果显示，61个入选项目（分布式光伏43个、集中式光伏10个、风电8个）全部以0.1954元/kWh下限成交。

江西、广东：分布式占主导

10月9日，国网江西省电力有限公司发布《江西省2025年新能源机制电价首次竞价组织公告》，竞价申报主体为2025年6月1日~2025年12月31日（含）全容量并网的风光项目，设定机制电量11.6亿千瓦时，其中光伏5.9亿千瓦时、风电5.7亿千瓦时。竞价区间为0.24-0.38元/kWh。

2025年10月28日公示的竞价结果显示，433个入选项目（分布式光伏427个、集中式光伏2个、风电4个），其中光伏机制电价为0.33元/kWh，风电为0.337元/kWh。从项目构成来看分布式主导了本次机制电价的竞价。

10月21日，广东省电力交易中心发布《关于开展2025年新能源项目机制电价竞价交易的通知》，竞价主体为2025年6月1日-2026年10月31日投产或承诺投产的分布式光伏项目，设定机制电量50亿千瓦时，竞价区间为0.2-0.4元/kWh。

2025年10月30日公示的竞价结果显示，11654个入选项目，机制电价为0.36元/kWh。由于本次竞价主体为分布式光伏项目，因此分布式项目决定本次竞价结果。

能源结构、政策、市场等因素交织

解码机制电价 “因地而异” 的核心逻辑

六省机制电价呈现的差异化格局，并非单一因素作用的结果，而是能源结构、政策规则、市场主体等多维度因素深度耦合的产物。

首先，能源结构与资源禀赋是机制电价形成的 “先天条件”，直接决定项目发电成本、消纳潜力与收益空间，从根源上影响电价水平。

甘肃、新疆作为我国风光资源 “富集区”，得天独厚的资源条件使其发电成本显著低于其他省份。这为两地机制电价 “偏低” 提供了基础支撑。反观云南，虽风光资源也较为优质，但发电结构中水电占比高达72%，新能源（风光）占比仅 16%（2025 年 1-9 月数据），新能源仍处于 “补充地位”，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，从而使风光机制电价达到了较高的水平。江西竞价项目中，分布式项目427个，占比达99.5%，集中式仅2个。广东竞价的项目则全部为分布式光伏。分布式项目主导了江西、广东价的竞价结果。

其次，政策导向与市场规则是机制电价形成的 “指挥棒”，通过设定目标、设计规则、明确期限，直接引导市场主体的行为的与竞价结果。

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，电价保持合理区间；甘肃以 “提高新能源消纳能力” 为核心，通过 “分批次竞价”“风光同价” 等规则，优先消纳低成本新能源，即使电价偏低，也能通过提升利用率保障产业发展；新疆以 “促进风光协调发展” 为导向，为风电、光伏分别分配 185.4 亿千瓦时、36.1 亿千瓦时机制电量；云南则以 “发挥绿色能源优势” 为目标，通过高机制电价，吸引企业投资新能源。江西增量项目机制电价，单个项目上限65%，在6省中仅高于新疆，因此价格相对较高。广东则将50亿千瓦时电量分配给分布式光伏，电量上限更是达到80%?？杉杂诜植际焦夥枰哉咧С?。

再次，消纳能力直接决定新能源项目的 “出力稳定性”，进而影响企业对电价的预期。截至7月底，山东新能源装机总量超 1.18 亿千瓦，其中光伏 9129.98 万千瓦，风电 2749.06 万千瓦，占总装机的 47.84%，但本地负荷高峰与光伏出力 “逆调峰”（光伏午间大发、负荷晚高峰集中）矛盾突出，消纳压力较大，叠加光伏项目竞争激烈，最终导致光伏机制电价仅 0.225 元 /kWh，显著低于风电的 0.319 元 /kWh。

最后，市场主体竞争强调成为影响电价的“动态变量”。市场主体的类型、数量及竞争策略，是机制电价形成的 “动态调整因素”，直接反映市场活力与竞价结果。

山东光伏项目充足率高达 300%（超3000个项目竞争12.94亿千瓦时配额），供远大于求，竞争极为激烈，最终光伏电价仅 0.225元/kWh；而风电项目竞争相对温和，电价保持在 0.319元/kWh 的合理水平。甘肃首批机制电量仅8.3亿千瓦时，61个项目争夺配额，供需矛盾突出，企业被迫以底价申报；云南529 个项目竞争充足的配额，且高中标率政策降低了竞争激烈程度，电价更贴近合理收益。广东分配50亿千瓦时机制电量，实际入围46.5亿千瓦时，有1200个项目通过审核的项目未参与竞价，可见竞价强度相对适中，这也抬高了广东的机制电价。

不同类型企业的成本优势与竞争策略，进一步拉大电价差异。大型国有企业（如华电、国家电投）凭借融资成本低、规模效应显著等优势，在新疆、甘肃竞价中占据主导地位，电价相对较低。江西、广东则以分布式为主，电价较高。

六省竞价结果对其他省份的启示

光伏资源充足地区，机制电价相对较低。甘肃、新疆光照资源顶尖，年日照超3000小时，同样的装机发电量更高，此外包括土地资源充足等优势也导致度电成本更低，因而央国企大型基地化项目扎堆，光伏项目竞价时只能“卷价格”，从而压低了机制电价。除甘肃、新疆之外，光照资源充足的地区还有宁夏、青海、西藏等省份。其中宁夏明确，增量项目上限为0.2595元/kWh，下限0.18元/kWh；青海上限为0.24元/kWh，光伏下限为0.18元/kWh，风电下限0.205元/kWh，都处于较低的位置。

风光竞争激烈地区，拉低机制电价水平。山东多年来一直是我国的光伏装机大省，特别是在分布式领域更是一枝独秀。充分的发展也导致市场竞争激烈，导致价格相互踩踏拉低了机制电价。相较光伏，风电竞争相对温和，因此电价相对较高。与山东类似的情形包括河南、河北等省份。其中河北设置申报充足率与山东相同为125%；河南同样设置了申报充足率。

可调节电源丰富地区电价有保障。风光新能源由于其间歇性与波动性，增加了消纳成本以及负荷侧的匹配的成本。云南作为水电大省，对于风光项目价格平抑协调作用明显，从而使风光项目拥有充分的发展空间。此外，四川、贵州、广西、湖北等省份同样是水电大省，与风光项目形成互补协同，有助于提升机制电价水平。

此外，分布式光伏主导竞价结果地区如江西、广东，电价相对较高。与之类似的情形包括江苏、浙江等东部沿海省份，分布式光伏特别是工商业光伏发达，消纳条件优良，且收益模式多元化，一定程度会提高整体电价结果。

写在最后：避免踩踏式报价，市场化时代终究到来

山东、甘肃、新疆、云南、江西、广东等六省的竞价结果，本质是资源禀赋、消纳能力、政策设计等多重因素共同作用的产物。六省竞价结果表明，新能源市场化转型没有“统一模板”，需立足地方实际，通过“规则适配资源、政策引导市场”，才能实现“企业盈利、产业升级、能源转型”的多赢。

同样对于电站经营企业而言，机制电价竞价并非新能源项目的唯一“生命线”，更应该避免出现类似于宁夏 “为中标而低价踩踏” 的困境。企业竞价的底线应该是项目竞价的成本线。随着零碳园区、绿电直连等相关政策发布，企业售电模式多元化，经营收入也从单纯的电价收益转向绿电绿证、容量机制电价等综合收益。

未来，随着更多省份落地竞价细则，六省的结果将进一步转化为全国性的实践指南——一方面，需强化“消纳能力建设”，为电价回归合理区间奠定基?。涣硪环矫?，需优化“主体生态”，激活市场活力。电力市场化交易时代终将会来临，机制电价不过是过渡期的政策，因此入市才是最终的方向。

来源：光伏头条