机制电价最高暴涨72%，光伏好日子要回来了？

环球零碳

碳中和领域的《新青年》

摘要：

企业用“不投”换来了议价空间。当多数申报方不再接受亏损报价，机制出清竞价开始上移。

撰文 | 维小尼

编辑 | 小澜

→这是《环球零碳》的第2173篇原创

这几天，新能源圈被多个利好消息振奋了一下。

10月9日，新华社授权发布《中共中央 国务院关于发展新质生产力的意见》，提出要壮大绿色能源产业。

前几天，国家发改委和国家能源局释放信号，要出手“纠偏”机制电价，并提出，要充分发挥可再生能源领域在稳投资、促增长中的重要作用。

在国家层面部署下，地方也开始行动。新疆、甘肃、黑龙江、云南等地，纷纷上调光伏机制电价。新疆2027年光伏机制电价竞价出清价甚至达到0.259元/kWh，较2026年的0.15元/kWh大涨72.7%，距离竞价上限仅差0.003元。

还有很多地方对机制竞价规则进行修订，抬高机制竞价的下限，遏制不计成本的低价踩踏。

整个新能源行业的投资信心，似乎正在迎来一场久违的修复。尤其是光伏圈的很多人，第一反应是：好日子要回来了？

01

机制电价开始修复，新疆暴涨72%

2027年新批次新能源机制电价竞价最近陆续出炉，据国际能源网统计，截至目前全国已有13个省市完成或启动、准备2027年机制电价竞价，部分省份的出清价格明显上涨。

注：黑龙江2027年为风电电价，其余均为光伏电价

来源：光伏头条

其中，新疆光伏机制电价从2026批次的0.15元/千瓦时升至0.259元/千瓦时，涨幅达到72.7%；

甘肃光伏机制电价从0.1954元上涨到0.2447元/kWh，上涨约25%；

黑龙江风电机制电价从0.2281上涨到0.2845元/kWh，也上涨约25%。

云南则延续高位运行，光伏机制电价从0.329元小幅升至0.331元/ kWh。

尤其值得注意的是，这4省竞价结果全部逼近上限出清：甘肃光伏从下限直接顶到上限，新疆距上限仅差0.003元，黑龙江距上限差0.0155元，云南连续三年稳在上限95%以上。

除了以上省份竞价出清电价同比明显抬升外，还有多个省份目前已发布2027竞价规则文件，虽然竞价尚未完成、暂无最终出清电价，但是竞价规则条款发生了变化。

比如广西、辽宁、北京等地，全部新增报价下限。用底价设置，守住项目收益底线，避免竞价出清价跌破项目成本的情况。

广西2027竞价批次：风电、光伏统一 0.15-0.36 元/kWh（含税）。广西上一轮竞价没有单独设置竞价上下限，首轮按方案以成本测算作为参考。

辽宁也增设0.18元报价下限、收紧边际出清保护阈值，遏制极端低价竞标。

从西北地区的实际出清价格上涨，到其他地区的规则优化，其实都是围绕新能源合理收益与电力市场化改革的调整展开。

这也是回应国家能源局9月调度会“及时引导纠偏”在省级文件上的落地体现。

02

企业用不投换来了议价空间

机制电价的纠偏不是凭空出现，而是针对现实问题的补丁。是投资端对收益风险重新定价的体现。

2026年，部分省份出清价格过低，新疆光伏机制价格甚至直接打到0.15元下限，项目内部收益率普遍跌破央企6%–6.5%的投资红线，导致“拿到指标不敢建”，有些地方还出现宁可赔本也不履约的情况。

这导致光伏装机断崖下跌。

2026年1-8月，国内风电光伏新增装机150GW，同比下降48%；其中光伏新增97GW，同比下滑58%，投资观望情绪浓厚。

低电价直接压制投资积极性，也拖累“十五五”风光装机目标。按规划，2030年风光总装机要达到2800GW以上，光伏政策底线约1700GW，中性估计2000GW。

若维持前期低迷进度，目标只能勉强及格。市场需要价格信号修复。

国家能源局在9月调度会上明确提出，要“跟踪指导地方科学组织2027年增量项目机制竞价，及时引导纠偏”，正是对这一风险的直接回应。

企业用“不投”换来了议价空间。当多数申报方不再接受亏损报价，出清价自然上移。2027年出清价集体抬升，正是投资端集体不再向下限报价，而是向真实成本靠拢的结果。

这种修正，肯定会让一部分此前无法通过投资决定的项目重新具备可行性，有助于扭转风光装机失速风险。

03

提价与控量并存：“好日子回来了”要打问号

如果只看电价涨幅，容易觉得光伏行业要全面回暖。但把机制电价和电量一起放进来，事情就没有那么乐观了。

新疆2026批次光伏机制电量为67.64亿千瓦时，2027批次下降至32.31亿千瓦时，减少约52.2%。与此同时，单个项目可申报的机制电量比例上限从80%下调至50%。

黑龙江的风电竞价也是如此。其机制电价上涨约24.7%，但单个项目机制电量上限从85%降至60%，相关有效利用小时数也从2485小时调整至2015小时。

辽宁2027年风电机制电量39.56亿kWh，相比2026年下滑63%；甘肃、江西等省，或压缩总量、或调整单体比例，大部分电量被推向现货市场。

也就是说，虽然企业争取到了更高的机制电价，但能够纳入机制保障的电量规模明显收缩。

为什么会出现电价修复与机制电量规模收缩的情况？

这就要回到机制电价设计的初衷。

机制电价的本质是差价结算工具：市场均价低于机制电价时，由电网补足差额，费用纳入系统运行费，由工商业用户分摊。机制电量规模越大，全社会承担的成本越高。

说到底，机制竞价只是一种托底和预期，在这个机制设计过程中，需要平衡三方利益。

一方是新能源企业的合理收益，中间方是电网的系统运行成本，另一方是工商业用户的承受能力。

当机制电价越高时，如果纳入机制的电量越多，其他条件相同时，差价结算的潜在规模也可能越大。相关费用需要按照政策规定纳入系统运行费用疏导。机制电量规模越大，全社会承担的成本也越高。

所以，从短期看，机制电价纠偏，肯定有助于稳定新增装机预期，这使得原本因收益率不达标而搁置的项目，重新具备可行性。尤其是对央国企这一投资主力，这次纠偏至少让“算得过账”的项目多了一些。

但是机制电价涨了，能享受该电价的电量占比下降，剩余电量都需要到波动巨大的现货市场寻找价值。

尤其是午间光伏大发时段，现货价格经常处于低位甚至接近地板价，这部分电量的实际成交价格可能很低。因此，账面电价好看，并不等于综合收益率必然回升。

部分测算显示，在机制比例大幅下调后，即便电价上涨，整体收益改善幅度有限，甚至可能不及预期。

这个时候，行业的分化会加剧。资源条件好、消纳有保障的大基地项目，更有能力报出合理价格并入围机制电价；资源一般、送出受限的项目依然会很艰难。

这种情况下，也将倒闭新能源企业精细化运营。企业必须同时评估：机制电量获取概率，剩余电量的现货均价预期，所在省份机制总盘子是扩张还是收缩。投资决策从“重规模、抢指标”转向“重收益、强运营”。这是市场化改革推进到现阶段的必然结果。

[1]国际能源网：电价最高涨73%，电量缩减63%！2027机制电价释放4大信号

[2]预见能源：电价暴涨72%，电量腰斩一半！ 新疆光伏的“V型反转”让不少投资人更慌了

[3]环球零碳：机制电价紧急纠偏，光伏装机迎来托底信号

[4]光伏联播：甘肃2027机制电价竞价结果：光伏0.2447、风电0.244元/度，电价上涨25%

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