文章核心观点 - 全国16个省区已完成新能源机制电价首轮竞价 结果呈现巨大地域差异 高价与低价省份的机制电价差距超过两倍 反映出当前机制电价设计在保障新能源企业合理收益方面存在显著问题 其保障功能可能大打折扣 [1] 机制电价竞价结果概况 - 截至统计时 全国已有16个省区完成机制电价首轮竞价 [1] - 竞价结果出现极端价格 甘肃风光一体机制电价为全国最低的0.1954元/千瓦时 上海机制电价为全国最高的0.4155元/千瓦时 两者价差超过两倍 [1] - 部分省份机制电价维持在燃煤基准电价附近的高水平 包括上海 安徽 云南 海南 福建 广东 天津 江西 [1] - 部分省份机制电价相较燃煤基准电价大幅下滑 包括甘肃 黑龙江 山东 青海 [1] 低机制电价省份情况分析 - 甘肃省：机制电价为0.1954元/千瓦时 比当地燃煤基准电价0.3元/千瓦时下滑37% 且首次竞价即按政策规定的下限0.1954元/千瓦时成交 该价格也低于当地0.24元/千瓦时的中长协电价 省内许多新能源场站弃电率高达70%-80% [5] - 黑龙江省：风光一体机制电价为0.228元/千瓦时 比当地燃煤基准电价0.374元/千瓦时下滑40% 在562个总规模8.4GW的申报项目中 仅277个总规模3.4GW的项目入围 超一半项目出局 [7][8] - 山东省：光伏机制电价为0.225元/千瓦时 比当地燃煤基准电价0.3949元/千瓦时大幅下滑43% 风电机制电价为0.319元/千瓦时 省内光伏装机已近9000万千瓦 新能源总装机近1.3亿千瓦 面临弃电问题 [8] 高机制电价省份情况分析 - 云南省：光伏项目机制电价0.33元/千瓦时 风电项目0.332元/千瓦时 与当地燃煤基准电价0.3358元/千瓦时基本持平 529个申报项目中有509个中标入围 [9] - 安徽省：独立竞价项目机制电价0.3837元/千瓦时 统一竞价项目机制电价0.384元/千瓦时 与当地燃煤基准电价0.3844元/千瓦时基本持平 共入围8184个项目 [9] - 上海市：机制电价0.4155元/千瓦时 与当地燃煤基准电价持平 为全国最高 中标入围2039个项目 [9] 高低电价背后的驱动因素 - 供给与需求关系：上海机制电量指标为22亿千瓦时 但仅5.38亿千瓦时电量参与竞价 安徽指标90亿千瓦时 仅58.68亿千瓦时参与竞价 供给指标充裕而竞争电量少 是推高电价的关键原因 [10] - 新能源发展规模与规划：上海新能源体量小 规划至2025年底光伏装机达500万千瓦 本地绿电需求旺盛 因此有较大自由度给予高价保障 [10] 甘肃新能源装机已超8000万千瓦 并计划在“十五五”翻番至1.6亿千瓦 项目过多叠加电力需求安排不当 导致严重弃电 进而拖累机制电价全国垫底 [11] - 地方政策与决心：安徽在新能源装机达6414万千瓦 占全省总装机46.6%成为第一大电源的背景下 仍将机制电价上限定在燃煤基准电价高水平 体现了发展决心 其竞价中8110个统一竞价项目（多为分布式）获得了17.54765398亿千瓦时的机制电量 对分布式支持力度全国罕见 [11][12] 机制电价面临的挑战与行业现状 - 机制电价设计的初衷是与燃煤基准电价保障性收购衔接 以保障新能源企业合理收益 但目前部分省份机制电价较基准价低30%-40% 已接近现货市场均价 保障功能受到质疑 [9] - 新能源因随机性 间歇性 波动性特点 在参与电力市场时面临高风险 现货市场价格持续走低（如山东光伏1-6月现货均价仅0.06元/千瓦时） 而签订中长期协议又面临出力预测难和偏差考核风险 [13] - 当前机制电价在部分省份正成为“鸡肋” 不参与竞价没有保障 参与竞价收益也有限 行业期待通过机制电价的落地暴露更多问题 以推动后续改进 [13]