電價從“下限”蹦到“上限”，機制電價競價為何突然變天？

被市場人士吐槽成交價過低之后，機制電價競價結果出乎意料的漲上去了。

華夏能源網獲悉，5月9日，貴州對外公布2026年增量新能源項目機制電價競價結果，其中風電出清價格0.335元/千瓦時，光伏出清價格0.345元/千瓦時，均為機制電價競價區間上限成交。

無獨有偶。5月11日，甘肅2027年上半年增量新能源項目機制電價對外公布，其中風電成交價0.244元/千瓦時，光伏成交價0.2447元/千瓦時，為機制電價競價區間的上限成交。

上述競價結果頗出乎市場的意料。

此前，甘肅前兩輪機制電價競價（2025年下半年、2026年），齊刷刷踩著下限0.195元/千瓦時成交。短短半年間，就從下限蹦到了上限，這背后到底發生了什么？綜合這一年來各地機制電價的落地情況，有哪些經驗和教訓是值得反思、總結的？

甘黔競價的相同與不同

機制電價競價是一個特殊的市場機制，其結果要受到市場供求的影響。因此，機制電價是下限成交還是上限成交，既要看有多少電量的項目在同臺競爭，也要看地方給機制電量多大的電量規模。

從電量規模安排這一角度來說，機制電價競價結果受到地方政府的影響很大：它安排的機制電量規模大，機制電價就高；它安排的機制電量規模小，機制電價就低。

以貴州為例，此次機制電價競價的電量規模，風電安排了100億千瓦時，出清規模為99.21億千瓦時，尚未用完；光伏安排了53億千瓦時，出清規模為53.75億千瓦時，略微超出。

甘肅同樣如此。華夏能源網注意到，2025年下半年，甘肅的機制電量為8.3億千瓦時，2026年為15億千瓦時，規模小，競爭項目多，結果就是下限成交。而2027年上半年，其機制電量規模為30億千瓦時，是2026年的2倍，因此機制電價就在上限成交。

貴州與甘肅此輪機制電價競價雙雙上限成交，盡管內在機理相同，但是背后也有若干差異。而這些差異也值得關注。

首先，同為上限成交，但是貴州與甘肅機制電價的絕對水平是不一樣的。

貴州的風電機制電價為0.335元/千瓦時，光伏機制電價為0.345元/千瓦時，而貴州的燃煤基準電價為0.35元/千瓦時，機制電價接近于燃煤基準電價，這無疑是一個高電價。

而甘肅此輪機制電價競價，風電出清價格0.244元/千瓦時，光伏出清價格0.2447元/千瓦時，不僅比貴州的機制電價低了1毛錢，即便與甘肅0.30元/千瓦時的燃煤基準電價相比，也低了很多。

也就是說，不能只看是否上限成交，也要看機制電價的絕對水平。

其次，貴州、甘肅兩省機制電量覆蓋范圍的差異也是非常明顯的。

2026年，貴州機制電量總規模是150億千瓦時。而甘肅2026年機制電量規模為15億千瓦時，僅為貴州的十分之一。即使2027年上半年，甘肅大幅提升了機制電量規模至30億千瓦時，下半年延續這一勢頭又安排30億千瓦時，但是全年60億千瓦時的機制電量規模，恐怕也遠遜于貴州。

忽視區域新能源裝機水平而去單純評論機制電量規模，是不合理的。可問題恰恰是，甘肅新能源裝機規模要遠超貴州。

華夏能源網注意到，截至?2025年底?，貴州新能源裝機容量僅為?3891萬千瓦?，同期，甘肅新能源裝機容量已突破?8000萬千瓦。

一邊是新能源裝機規模的龐大，一邊是機制電價、機制電量覆蓋水平之低，甘肅的機制電價設計難免不讓市場困惑，對當地新能源發電的保障、支持力度顯然是不夠的。

機制電價規則設計反思

國家之所以出臺機制電價政策，初衷是為新能源全面市場化后提供兜底保障，為新能源電站投資提供一定的確定性。可是，從目前各地機制電價競價結果來看，這一政策初衷并未得到很好的落地與執行。

首先，各地機制電價價格設計需要進一步完善。

新能源全面市場化之前，新能源是電網全額保障性收購，早前帶補貼的新能源電價，比當地燃煤基準電價還要高出很多。即使是2018年“531”新政后補貼退坡，新能源電價也能維持在當地燃煤基準電價水平上。

新能源全面入市，價格下滑已成行業共識。正是在這一背景下，國家為了保障新能源的合理收益、穩定新能源發展預期，出臺了機制電價機制。那么，這一有保障作用的機制電價，設置在什么水平才算合理呢？一是要切實為新能源的合理收益兜底，二是要考慮到近年來新能源發電成本的下降。

但是，就目前公布的數據看，各地新能源機制電價競價區間設置的五花八門、差異巨大。上海、云南、貴州等地，競價上限干脆與當地燃煤基準電價拉齊，或者略微比燃煤基準電價低一點點；而甘肅、山東等地，競價上限遠低于當地燃煤基準電價（普遍下浮三四成），機制電價下限就更低了。

機制電價機制設計的初衷，是要護航新能源全額保障性收購向全面市場化平穩過渡，要避免大起大落。機制電價水平過低，還能起到護航過渡以及保障作用嗎？

各地燃煤基準電價的不同，主要是因為各地煤電發電成本的差異很大。而風光新能源發電成本的差異，遠遠沒有各地煤電成本差異那樣明顯、那么大，為何各地機制電價水平要那么大呢？就如貴州與甘肅，光伏年利用小時數都在1100小時左右，機制電價差別卻那么大，顯然是不合理的。

其次，部分地區的機制電量規模設置不夠合理。

要想切實保障新能源項目的合理收益水平，除了合理設定機制電價，還要合理設定機制電量的規模。

比如，甘肅“136號”文公示了新能源機制電價競價上下限區間為0.1954—0.2447元/千瓦時，但并沒有公示機制電量的比例以及規模。對此，甘肅的解釋是相機抉擇、隨機應變，但是這也讓新能源開發商感到巨大的不確定性：即使能夠準確預知機制電價的價格水平，也不知道能有多少度電能夠納入機制電量。

從甘肅存量項目以及前兩輪機制電價競價結果來看，納入機制電量的總電量比例，大概為十分之一。這一規模，即使是在機制電價看齊燃煤基準電價的情況下，保障水平也是過低了。

相反，貴州在機制電量規模方面就提供了強確定性，文件中沒有“相機抉擇”等模糊表述，而是明確，“機制電量總規模按新能源增量項目預計上網電量的70%確定”。也就是說，七成上網電量納入機制電量，這讓全省的項目方都能夠心中有數。

總而言之，新能源機制電價競價機制，不僅需要設定合理的機制電價水平、合理的電量規模，還需要做到公開、清晰、透明，減少隨意決策，避免“暗箱操作”，讓新能源企業擁有確定性、獲得感。