中國儲能網(wǎng)訊：當前，全國大部分?。ㄊ小^(qū)）根據(jù)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱136號文）的要求，正式出臺了地方實施細則，并組織了針對2026年底前并網(wǎng)新能源項目的機制電價競價。從競價情況看，各地對風電、光伏發(fā)電安排的機制電量規(guī)模不一，機制電價水平存在差異，新能源開發(fā)投資呈分化態(tài)勢，風電項目開發(fā)積極性較高，光伏發(fā)電項目開發(fā)態(tài)度不積極，市場和投資規(guī)模呈現(xiàn)下降態(tài)勢。
新能源增量項目機制電量和機制電價情況
機制電量規(guī)模體現(xiàn)了各地大力支持新能源發(fā)展的態(tài)度
根據(jù)各地政府網(wǎng)站公開的消息，截至2025年底，全國有30個?。ㄊ?、區(qū)）出臺了136號文地方實施方案正式文件。其中27個?。ㄊ?、區(qū)）啟動了增量新能源項目機制電價競價，25個?。ㄊ小^(qū)）公布了共31場競價結(jié)果，其中30場均公布了機制電量和機制電價。
在公布機制電量結(jié)果的30場競價中，初步加總，風電機制電量超過1000億千瓦時，折合裝機約8600萬千瓦，光伏機制電量超過700億千瓦時，折合裝機約1億千瓦。以上規(guī)模是針對2025年6月1日~2026年底并網(wǎng)的新能源項目，山東、浙江、山西尚待組織和公布第二場針對2026年底前并網(wǎng)項目的機制電價競價，加上云南、南、河南、貴州、廣西等?。▍^(qū)）可能的規(guī)模，無論風電還是光伏，總體機制電量和對應裝機有較大體量規(guī)模，體現(xiàn)了大部分地方大力支持新能源發(fā)展。
機制電價水平存在差異，新能源開發(fā)企業(yè)投資和競價相對理性
雖然增量項目機制電價上下限在各省差異較大，但大部分省份競價形成的機制電價水平較高。在27場有風電出清項目的競價中，20場風電機制電價超過競價上限電價的90%，超過燃煤基準價80%的達22場；在30場有光伏出清項目的競價中，光伏機制電價超過競價上限電價90%、超過燃煤基準價80%的達到24場。顯示地方政府基本按照136號文提出的要求，確定了與燃煤基準價相同或略有下降的競價上限來支持新能源，也表明新能源企業(yè)投資和競價相對理性，在這些省份未形成“機制電價內(nèi)卷競爭”。
但仍有幾個省（市、區(qū)）競爭較為激烈導致機制電價水平低。山東光伏機制電量12.9億千瓦時，總量不高，機制電價僅0.225元/千瓦時；甘肅采用風光同場競價，兩場機制電量規(guī)模有限，合計僅23.5億千瓦時，風光機制電價按下限出清；黑龍江風光同場競爭較為激烈，機制電價水平為0.228元/千瓦時；新疆首場針對2025年底前并網(wǎng)項目的風電、光伏機制電價水平分別是0.252、0.235元/千瓦時，在上下限不變（0.15~0.262元/千瓦時）的情況下，針對2026年底前并網(wǎng)項目的第二場風電電價降至0.21元/千瓦時，光伏機制電價甚至下限出清（即0.15元/千瓦時），并且是在第二場安排了風電130.6億千瓦時、光伏發(fā)電67.6億千瓦時的高規(guī)模機制電量情況下，直接體現(xiàn)了新能源開發(fā)企業(yè)在新疆的激烈競爭。
新能源增量市場變化態(tài)勢及原因
風電增量市場穩(wěn)定，光伏發(fā)電增量市場下降態(tài)勢已顯現(xiàn)
2025年1~11月全國風電和光伏新增裝機分別為0.83、2.75億千瓦，6~11月風電新增裝機3622萬千瓦，同比增長13%，光伏發(fā)電新增裝機7690萬千瓦，同比下降39%。根據(jù)競價結(jié)果，預計風光機制電量可保障2026年新增裝機1億千瓦以上，加上大型風光基地外送裝機、以自發(fā)自用為主的分布式裝機、綠電直連和零碳園區(qū)帶來風光新模式應用規(guī)模，預計達到新一輪國家自主貢獻2035年風光累計裝機36億千瓦所需要的年度風光新能源裝機2億千瓦以上是充足的，風電裝機預計相對平穩(wěn)，但光伏發(fā)電相較于過去兩年的年度裝機降幅大，也不足以為光伏制造業(yè)提供國內(nèi)市場支撐。
新能源開發(fā)企業(yè)投資風電和光伏發(fā)電態(tài)度分化
無論是央國企還是民企，近期對新能源開發(fā)投資趨于謹慎，在新能源板塊內(nèi)部，開發(fā)企業(yè)也更傾向于開發(fā)投資風電項目。以下三點可以直接或間接反映這一態(tài)勢，一是開工規(guī)模下降，根據(jù)國家可再生能源信息管理中心統(tǒng)計，2025年7月全國光伏發(fā)電新增開工規(guī)模同比降低73%；二是前期開發(fā)費用風電依然很高（不少地方仍折合1元/瓦以上，甚至超過風機機頭價格），光伏則大幅減少，近期增量項目前期開發(fā)費用已回歸到0.2元/瓦左右正常水平，這對項目開發(fā)回歸正常軌道和降成本有利；三是地方安排的機制電量沒有用完，在30場機制電價競價中，地方安排的風電機制電量規(guī)模在1300億千瓦時左右，光伏略超1000億千瓦時，即大約1/4的機制電量因競價項目數(shù)量和裝機不夠，或達到了競價充足率下限而沒用上。
新能源消納矛盾日益突出
隨著新能源裝機迅速增加，越來越多的省份新能源裝機占比超過一半，但系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足，新能源消納矛盾突出。國家公布的風光發(fā)電利用率僅考慮電力系統(tǒng)原因限電，但企業(yè)實際運營項目時基本都考慮全部受限電量，因此實際消納形勢更嚴峻。2025年1~11月全國風電、光伏等效利用小時數(shù)1842、947小時，同比下降4.9%、4.4%。當然，新能源全面入市帶來的電力市場加快推進有利于新能源消納。但考慮新能源裝機持續(xù)保持一定的市場規(guī)模，如不能有效解決消納問題，機制電量和機制電價再有保障，也沒有保障的基礎，難以發(fā)揮作用。
新能源項目全經(jīng)營期內(nèi)價格不確定性大
目前各地確定的新能源機制電價期限大多為10~12年（海上風電有的高至15年），僅為風電項目經(jīng)營期一半左右，不到光伏發(fā)電項目經(jīng)營期的一半，期限之內(nèi)新能源項目部分電量需參與電力市場，期限之外全電量參與市場，隨著新能源裝機增長和參與市場比例的提升，市場交易均價整體呈下行趨勢。雖然大部分地區(qū)機制電價水平與燃煤基準價相差不多，但如果考慮全經(jīng)營期，尤其是按照2025年下半年各地現(xiàn)貨市場價格、2026年中長期市場簽約價格看，全經(jīng)營期內(nèi)平均價格水平將下降，且由于難以預期未來10~25年電力市場和價格，下降幅度也不確定。新能源尤其是光伏項目量價齊跌影響了企業(yè)投資意愿。
穩(wěn)定新能源市場和投資的建議
堅持目標導向，合理安排新能源機制電量
國家層面，需錨定“十五五”如期實現(xiàn)碳達峰確定非化石能源發(fā)展目標，特別是新能源開發(fā)利用目標，確定全國和省級政府可再生能源電力消納責任和重點用能行業(yè)可再生能源消費責任。建議根據(jù)非化石能源占比目標和碳排放“雙控”要求，合理分解、科學設定并監(jiān)測考核各省份可再生能源電力消納責任權重，壓實地方消納責任；擴展承擔綠電消費比例的重點用能行業(yè)范圍，逐年提高綠電消費比例要求，通過終端綠電消費，提升新能源市場需求。地方層面，各地在安排機制電量時，需充分考慮碳排放“雙控”要求、可再生能源電力消納責任權重要求，提前預判，科學測算，為新能源提供合理、足夠的機制電量保障規(guī)模。
嚴格落實政策，保持機制電量和機制電價政策穩(wěn)定性
嚴格落實政策對提振企業(yè)投資新能源信心有重要作用。交易機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)需不折不扣執(zhí)行機制電量和機制電價，在新能源參與市場時，除了存在電網(wǎng)安全等特殊時段外，需按照市場交易結(jié)果調(diào)度新能源，提升消納比例，并按多退少補的原則執(zhí)行機制電價的差價結(jié)算。地方也要保持政策穩(wěn)定性，在機制期限內(nèi)應保持機制電價和機制政策執(zhí)行，保持各批次、各年度之間機制電量和機制電價政策的相對穩(wěn)定，給予企業(yè)投資信心和預期。
建設新型電力系統(tǒng)，穩(wěn)步推進全國統(tǒng)一電力市場建設
順應逐步建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略方向，不斷深化電力市場改革，處理好短期與長期、發(fā)展與安全、轉(zhuǎn)型與穩(wěn)定的關系，統(tǒng)籌推進電能量市場、輔助服務市場和容量補償機制等多層次電力市場體系建設，形成真實反映電力電量供需和調(diào)節(jié)成本的分時價格信號，激勵各類靈活資源建設，保障各類主體公平參與市場競爭，促進新能源穩(wěn)妥有序參與電力市場交易。（本文僅代表作者觀點）
