文｜华夏能源网

被市场人士吐槽成交价过低之后，机制电价竞价结果出乎意料的涨上去了。

华夏能源网获悉，5月9日，贵州对外公布2026年增量新能源项目机制电价竞价结果，其中风电出清价格0.335元/千瓦时，光伏出清价格0.345元/千瓦时，均为机制电价竞价区间上限成交。

无独有偶。5月11日，甘肃2027年上半年增量新能源项目机制电价对外公布，其中风电成交价0.244元/千瓦时，光伏成交价0.2447元/千瓦时，为机制电价竞价区间的上限成交。

上述竞价结果颇出乎市场的意料。

此前，甘肃前两轮机制电价竞价（2025年下半年、2026年），齐刷刷踩着下限0.195元/千瓦时成交。短短半年间，就从下限蹦到了上限，这背后到底发生了什么？综合这一年来各地机制电价的落地情况，有哪些经验和教训是值得反思、总结的？

甘黔竞价的相同与不同

机制电价竞价是一个特殊的市场机制，其结果要受到市场供求的影响。因此，机制电价是下限成交还是上限成交，既要看有多少电量的项目在同台竞争，也要看地方给机制电量多大的电量规模。

从电量规模安排这一角度来说，机制电价竞价结果受到地方政府的影响很大：它安排的机制电量规模大，机制电价就高；它安排的机制电量规模小，机制电价就低。

以贵州为例，此次机制电价竞价的电量规模，风电安排了100亿千瓦时，出清规模为99.21亿千瓦时，尚未用完；光伏安排了53亿千瓦时，出清规模为53.75亿千瓦时，略微超出。

甘肃同样如此。华夏能源网注意到，2025年下半年，甘肃的机制电量为8.3亿千瓦时，2026年为15亿千瓦时，规模小，竞争项目多，结果就是下限成交。而2027年上半年，其机制电量规模为30亿千瓦时，是2026年的2倍，因此机制电价就在上限成交。

贵州与甘肃此轮机制电价竞价双双上限成交，尽管内在机理相同，但是背后也有若干差异。而这些差异也值得关注。

首先，同为上限成交，但是贵州与甘肃机制电价的绝对水平是不一样的。

贵州的风电机制电价为0.335元/千瓦时，光伏机制电价为0.345元/千瓦时，而贵州的燃煤基准电价为0.35元/千瓦时，机制电价接近于燃煤基准电价，这无疑是一个高电价。

而甘肃此轮机制电价竞价，风电出清价格0.244元/千瓦时，光伏出清价格0.2447元/千瓦时，不仅比贵州的机制电价低了1毛钱，即便与甘肃0.30元/千瓦时的燃煤基准电价相比，也低了很多。

也就是说，不能只看是否上限成交，也要看机制电价的绝对水平。

其次，贵州、甘肃两省机制电量覆盖范围的差异也是非常明显的。

2026年，贵州机制电量总规模是150亿千瓦时。而甘肃2026年机制电量规模为15亿千瓦时，仅为贵州的十分之一。即使2027年上半年，甘肃大幅提升了机制电量规模至30亿千瓦时，下半年延续这一势头又安排30亿千瓦时，但是全年60亿千瓦时的机制电量规模，恐怕也远逊于贵州。

忽视区域新能源装机水平而去单纯评论机制电量规模，是不合理的。可问题恰恰是，甘肃新能源装机规模要远超贵州。

华夏能源网注意到，截至‌2025年底‌，贵州新能源装机容量仅为‌3891万千瓦‌，同期，甘肃新能源装机容量已突破‌8000万千瓦。

一边是新能源装机规模的庞大，一边是机制电价、机制电量覆盖水平之低，甘肃的机制电价设计难免不让市场困惑，对当地新能源发电的保障、支持力度显然是不够的。

机制电价规则设计反思

国家之所以出台机制电价政策，初衷是为新能源全面市场化后提供兜底保障，为新能源电站投资提供一定的确定性。可是，从目前各地机制电价竞价结果来看，这一政策初衷并未得到很好的落地与执行。

首先，各地机制电价价格设计需要进一步完善。

新能源全面市场化之前，新能源是电网全额保障性收购，早前带补贴的新能源电价，比当地燃煤基准电价还要高出很多。即使是2018年“531”新政后补贴退坡，新能源电价也能维持在当地燃煤基准电价水平上。

新能源全面入市，价格下滑已成行业共识。正是在这一背景下，国家为了保障新能源的合理收益、稳定新能源发展预期，出台了机制电价机制。那么，这一有保障作用的机制电价，设置在什么水平才算合理呢？一是要切实为新能源的合理收益兜底，二是要考虑到近年来新能源发电成本的下降。

但是，就目前公布的数据看，各地新能源机制电价竞价区间设置的五花八门、差异巨大。上海、云南、贵州等地，竞价上限干脆与当地燃煤基准电价拉齐，或者略微比燃煤基准电价低一点点；而甘肃、山东等地，竞价上限远低于当地燃煤基准电价（普遍下浮三四成），机制电价下限就更低了。

机制电价机制设计的初衷，是要护航新能源全额保障性收购向全面市场化平稳过渡，要避免大起大落。机制电价水平过低，还能起到护航过渡以及保障作用吗？

各地燃煤基准电价的不同，主要是因为各地煤电发电成本的差异很大。而风光新能源发电成本的差异，远远没有各地煤电成本差异那样明显、那么大，为何各地机制电价水平要那么大呢？就如贵州与甘肃，光伏年利用小时数都在1100小时左右，机制电价差别却那么大，显然是不合理的。

其次，部分地区的机制电量规模设置不够合理。

要想切实保障新能源项目的合理收益水平，除了合理设定机制电价，还要合理设定机制电量的规模。

比如，甘肃“136号”文公示了新能源机制电价竞价上下限区间为0.1954—0.2447元/千瓦时，但并没有公示机制电量的比例以及规模。对此，甘肃的解释是相机抉择、随机应变，但是这也让新能源开发商感到巨大的不确定性：即使能够准确预知机制电价的价格水平，也不知道能有多少度电能够纳入机制电量。

从甘肃存量项目以及前两轮机制电价竞价结果来看，纳入机制电量的总电量比例，大概为十分之一。这一规模，即使是在机制电价看齐燃煤基准电价的情况下，保障水平也是过低了。

相反，贵州在机制电量规模方面就提供了强确定性，文件中没有“相机抉择”等模糊表述，而是明确，“机制电量总规模按新能源增量项目预计上网电量的70%确定”。也就是说，七成上网电量纳入机制电量，这让全省的项目方都能够心中有数。

总而言之，新能源机制电价竞价机制，不仅需要设定合理的机制电价水平、合理的电量规模，还需要做到公开、清晰、透明，减少随意决策，避免“暗箱操作”，让新能源企业拥有确定性、获得感。