首轮新能源机制电价竞价总体情况 - 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 [1] - 此次竞价是136号文落地后新能源增量项目的首轮市场化竞价，对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 [1] 各省竞价电价与电量结果 - 六省风电、光伏电价区间为0.19540.375元/千瓦时，其中风电最高价为江西0.375元/千瓦时，分布式光伏最高价为广东0.36元/千瓦时，集中式光伏最高价为云南和江西0.33元/千瓦时，风光项目电价谷底均为甘肃0.1954元/千瓦时 [2] - 新疆竞价电量规模庞大，风电项目机制电量约185.39亿千瓦时，光伏项目约36.08亿千瓦时，仅喀什华电项目机制电量就超过31.3亿千瓦时 [6] - 江西首轮机制电量总规模为11.6亿千瓦时，但最终风电机制电量4.62亿千瓦时，光伏机制电量1.31亿千瓦时，总规模仅占初始竞价规模过半 [8] - 广东首次竞价仅限分布式光伏，初始竞价规模50亿千瓦时，最终11654个项目入选，机制电量46.5亿千瓦时，电价为0.36元/千瓦时 [9] 地区资源禀赋与消纳能力对电价的影响 - 机制电价受消纳能力影响显著，新疆、甘肃资源富足但消纳能力低，电价位于中游或谷底，而广东用电量大、云南水电资源丰富，为新能源消纳提供空间，电价水平较高 [2] - 甘肃光伏发电项目利用率低，2025年9月利用率为90.4%（全国倒数第四），前九月利用率降至89.9%（全国倒数第五），巨大消纳压力促使其在首轮竞价中采用风光同价的下限0.1954元/千瓦时，以期实现电量大规模出清 [7] - 云南大规模水电装机（超8300万千瓦）为新能源接入提供天然缓冲，支撑其机制电价处于全国较高水平，风电与光伏电价基本持平于0.332元/千瓦时 [5][6] 风电与光伏项目的发展差异 - 除甘肃外，各地风电项目电价均高于光伏项目，更贴近竞价区间上限，因风电出力高峰期与社会用电负荷匹配度更高，而光伏处于“逆调峰”状态，提高了电网消纳成本 [3] - 政策导向加速结构调整，山东明确优化新能源结构，目标到2025年底将光伏、风电装机比例由3.2:1优化至2.6:1，并快速提升风电装机规模 [3] - 山东风光差价达0.094元/千瓦时，政策倾斜（给予风电更高电量规模）、风光出力周期差异及风电建设周期较长导致参与竞价项目少，是造成差价的主因，当地光伏机制电价已略低于度电成本 [4] 竞价机制与未来趋势 - 山东首轮机制电量规模因风光项目申报充足率不足125%而自动收缩，直至满足要求 [4] - 云南竞价中标比例高达96.22%，529个申报项目中有509个中标 [5] - 江西已启动2025年第二次新能源机制电价竞价，竞价区间为0.240.38元/千瓦时，与首次持平 [8] - 新疆较低的电价（风电0.252元/千瓦时，光伏0.235元/千瓦时）虽可能压抑社会资本投资热情，但有望加速电力外送并吸引高耗电企业落户 [6]