政策导向？消纳能力？谁将主导地区能源发展格局？

行业动态

政策导向？消纳能力？谁将主导地区能源发展格局？

——6省新能源增量项目竞价结果公布

截至11月中旬，我国山东、甘肃、云南、江西、广东、新疆6省（区）完成首轮新能源机制电价竞价工作。作为136号文落地后的新能源增量项目的首轮市场化竞价，从各省展开新能源项目成本调研，到竞价实施方案的搭建，再到竞价工作的陆续启动、竞价结果的相继公布，对于我国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。

市场价格跟踪

成交均价环比持平，市场整体仍供大于求

当前，多晶硅市场需求较弱、稳价意愿较强。在供应收缩的支撑及维护产业链整体稳定的共识下，多晶硅价格在短期内将继续维持弱势平稳的运行格局，较低可能出现大幅波动。

行业快讯

工信部就《风电装备行业规范条件》公开征求意见，对企业研发或工艺改进费用比重提出明确要求

国家能源局要求探索打造100%新能源基地，到2030年，集成融合发展成为新能源发展的重要方式

国家能源局鼓励在具有土地、电网条件的产煤区规划建设大型光伏基地，提升新能源规模化开发水平

晋鄂渝未完成2024年度可再生能源电力总量消纳责任权重，分别相差0.3、3.0、1.9个百分点

青海风光竞价区间确定

吉林竞价区间为0.15～0.334元/千瓦时，电量年度总规模45.76亿千瓦时

钙钛矿商用组件尺寸全球纪录更新，向大规模商业化应用又进一步

（文章来源 微信公众号：中能传媒研究院 作者：中能传媒能源安全新战略研究院 伍梦尧）

行业动态

政策导向？消纳能力？谁将主导地区能源发展格局？

——6省新能源增量项目竞价结果公布

截至11月中旬，我国山东、甘肃、云南、江西、广东、新疆6省（区）完成首轮新能源机制电价竞价工作。作为136号文落地后的新能源增量项目的首轮市场化竞价，从各省展开新能源项目成本调研，到竞价实施方案的搭建，再到竞价工作的陆续启动、竞价结果的相继公布，对于我国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。

本期，我们将对6地竞价结果进行对比分析，以期帮助读者更深入了解我国新能源市场化工作的最新进展，以及各省级行政区能源转型进程中面临的矛盾和挑战。

机制电价价差最高近0.18元/千瓦时

9月11日，国网新能源云对山东省2025年度新能源机制电价竞价出清结果进行公示。其后两个多月的时间，云南、新疆、甘肃、广东、江西相继组织了首次新能源增量项目的机制电价竞价，并已公布竞价结果。

新能源增量项目竞价结果（截至2025年11月20日）

数据来源：根据公开资料整理

电价方面，具体机制电价受消纳能力影响较大。例如，新疆、甘肃资源富足，但自身消纳能力较低，导致机制电价水平在已公布的电价中位于中游，甘肃甚至是价格“谷底”。而广东自身用电量大、云南有更大规模的水电充当新能源“充电宝”，为新能源电量的随发随用留下了更大空间，也得以在首轮竞价中为企业提供更多收益保障。

目前已公布竞价结果的六地，风、光电价基本都位于0.1954～0.375元/千瓦时。其中，风电项目最高价为江西报出的0.375元/千瓦时，分布式光伏项目最高价为广东的0.36元/千瓦时，集中式光伏项目最高价为云南和江西给出的0.33元/千瓦时，而风光项目的电价谷底目前均为甘肃，为0.1954元/千瓦时。

云南风电增量项目电价0.332元/千瓦时，光伏增量项目电价为0.33元/千瓦时，两者基本持平。“新能源大省”山东的风光差价最大，达到了0.094元/千瓦时，其缘由已在中能财经 | 全国首次新能源竞价落幕——我们从山东看到什么？中进行了详细分析，此处不再赘述。而甘肃，之所以采用统一定价的方式核定风光增量项目，且这一电价为竞价区间的下限（同时也是目前已公布电价地区中的最低价），关键原因还是希望能够借助电力市场大规模“倾销”新能源电量，以减少本地消纳能力偏低、外送通道建设滞后等因素对于新能源消纳造成的不利影响。

同时，除甘肃省采用了风光同价的方案外，各地风电项目的电价均比光伏项目要高，更贴近实现公布的竞价区间上限。出现这一现象，主要受能源出力特性影响。相对来说，风电项目的出力高峰期与我国社会用电负荷的匹配度更高，而光伏项目则基本全天处于“逆调峰”状态，明显提高了电网的消纳成本，在市场化舞台落于下风也就不足为奇。

电量方面，普遍来看风电项目高于光伏项目（云南、广东未公布明确数字），这主要是受能源政策调整的影响。2024年下半年开始，西北地区的陕西、甘肃、宁夏等“新能源重镇”就已陆续开始减少光伏指标占比，并定期对已有指标进行清退，以缓解光伏发电出力“午间高峰、夜间低谷”对地区电网消纳的压力。进入2025年，这一趋势逐渐向中部地区蔓延。其中，山东省明确表示，要优化新能源结构，加快发展风电，快速提升风电装机规模，到2025年底，山东省光伏、风电装机比例将由目前的3.2:1优化到2.6:1。

根据新疆公布的竞价结果，仅风电项目就超过了185亿千瓦时，远高于其他省份的机制电量总规模。作为我国西北地区首个新能源装机规模过亿的省份，富足的风光资源使新疆拥有足够底气拿出在全国市场都具备市场竞争力的电价，但相对较低的本地消纳能力，也让新疆迫切希望通过电力市场实现新能源电量的大规模外送，减轻电网压力。

重重压力之下，是托举还是倾销？

从竞价结果来看，受资源禀赋、能源结构、消纳能力、政策导向等因素影响，各地开展的新能源增量项目竞价工作，都呈现出鲜明的地方特色，也提前预告了地区新能源项目的发展趋向。

山东：政策转向效果明显，机制电价保障作用难起效

作为全国首个新能源机制电价竞价的省份，山东的竞价结果甫一公布，就引起了业内乃至整个社会的高度关注。

首先，风电、光伏项目的入选电量均少于竞价电量规模。根据其事先公布的竞价方案，这是由于风光项目的申报充足率不足125%，导致首轮的机制电量规模自动收缩，直至满足申报充足率要求。

其次，风、光电价出现较大差距，主要是受三个因素影响：一是风光出力周期不同，导致市场更为偏睐与我国社会用电负荷曲线更为贴合的风电；二是山东省能源政策调整，明确表示要“快速提升风电装机规模”“有序发展光伏”，并在本次竞价中给予了风电项目远高于光伏项目的电量规模，导致两者竞争激烈程度大不相同，也对最终电价水平产生了重要影响；三是建设周期，根据文件要求，参与此次竞价的新能源增量项目需要在2025年实现全容量并网投产，而风电项目的建设周期相对较长，导致风电增量项目中能参与此次竞价的数量远少于光伏，竞争激烈程度自然也就缓和很多。

据业内分析，此次山东省光伏项目的机制电价已略低于当地度电成本，项目即使中标，其电价收益也难以获得保障，基本属于“赔本赚吆喝”。

云南：风光电价基本持平，中标率高达96.22%

9月末，昆明电力交易中心组织开展了云南省新能源增量项目的首次机制电价竞价。根据公布的结果，有529个新能源项目进行了申报，最终中标项目509个，中标比例达96.22%，基本可称作申报“无难度”。

数据显示，截至2025年7月底，云南发电装机容量16678.76万千瓦，其中水电装机超8300万千瓦，近乎占据了“半壁江山”。坐拥乌东德、白鹤滩等“大国重器”的云南省，并没有在自己的能源版图里为风电、光伏项目留下太多空间——换个角度来看，也就为风光项目参与市场竞争留下了相对充裕的利润空间。

大规模水电装机，还为大规模新能源电量接入电网提供了天然的“缓冲”，支撑云南机制电价在全国处于较高水平。竞价结果显示，云南省光伏项目出清机制电价为0.33元/千瓦时，风电项目出清机制电价为0.332元/千瓦时，两者基本持平，接近竞价区间上限。

新疆：机制电量规模庞大，电价竞争力有望加速优势转化

优异的自然资源禀赋，使新疆成为当前达成交易电量的规模冠军，在首次竞价中拿出的项目也是个个“饱满圆润”，风电项目共36个，合计规模约185.39亿千瓦时，光伏项目共31个，合计规模约36.08亿千瓦时。其中，仅喀什华电“两个联营”配套新能源项目，机制电量规模就超过了31.3亿千瓦时，甚至比部分省份首次参与竞价的总电量还要多。

从电价水平来看，此次，新疆风电机制电价0.252元/千瓦时，光伏机制电价0.235元/千瓦时，在当前已公布的六地中相对较低。尤其是光伏项目，已逼近新疆光伏项目的度电成本。这一结果会在一定程度上压抑社会资本在新疆的投资热情，但也会加速推动电力的大规模外送，并吸引更多冶金、化工等高耗电企业落户新疆，推动电力优势加速向经济优势转化。

甘肃：风光项目均为电价下限，迫切实现新能源电量出清

根据甘肃省于8月发布的《关于2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价安排的通知》，其首批竞价项目的竞价区间为0.1954～0.2447元/千瓦时，在西北部地区基本处于中间水平。然而，当竞价结果公布，却令业内一惊。根据竞价结果，甘肃不仅采取了风光同价的定价模式，更取用了竞价区间的最下限——0.1954元/千瓦时作为最终结果。

出现这一结果，主要还是因为甘肃庞大的新能源规模和相对不足的消纳能力（无论是本地还是外送）。根据国家能源局最新公布的数据，甘肃2025年9月的光伏发电项目利用率仅为90.4%（倒数第四），2025年前九月的利用水平进一步下降到了89.9%（倒数第五），在全国处于较低水平，其电网承受的巨大消纳压力可见一斑。面对特高压外送通道建设需要的资金及时间投入，甘肃在首轮竞价中采用“薄利多销”的模式，也就不足为奇。

江西：参报项目数量低于预期，二次竞价即将启动

江西首轮新能源竞价的参加项目相对较少，导致入围项目总规模压缩。

根据江西省发展改革委发布的《关于2025年新能源机制电价首次竞价工作有关事项的通知》，江西首次机制电量总规模为11.6亿千瓦时，其中风电5.7亿千瓦时，光伏5.9亿千瓦时。最终结果显示，此次江西风电项目的机制电量为4.62亿千瓦时，光伏项目的机制电量为1.31亿千瓦时，总规模占初始竞价规模比重刚刚过半。

从电价来看，江西风电项目机制电价0.375元/千瓦时，光伏项目机制电价0.330元/千瓦时，在当前公布的竞价结果中，属于较高水平，能够给予新能源项目更稳定的收益预期，更表达了政府对于大力推动风光等新能源行业发展的决心。

11月中旬，江西省发展改革委已下发通知，启动2025年第二次新能源机制电价竞价工作，项目主体在2026年实现全容量并网的风、光项目，及在2025年下半年投产且未纳入机制执行范围的增量新能源项目，竞价区间为0.24～0.38元/千瓦时，与首次竞价区间持平。

广东：仅分布式参与首次竞价

根据事先公布的竞价方案，广东省集中式光伏及陆上风电项目不参与机制电量竞价，全部电量均须通过市场化交易形成。在有资格参选的项目中，本轮竞价仅允许2025年6月1日—2026年10月31日投产或承诺投产且未纳入机制的分布式光伏项目参与报名，竞价区间为0.2～0.4元/千瓦时，初始竞价规模为50亿千瓦时。

竞价结果显示，共有11654个项目入选，入选项目单体最大规模超20兆瓦，电价为0.36元/千瓦时。机制电量46.5亿千瓦时，不及初始预期，表明此次竞价广东的竞争环境相对宽松。

从广东省的竞价过程来看，政府仍希望给予海上风电及分布式光伏项目的发展一定的收益保障，以稳定投资预期，助力能源绿色转型有序推进。

市场价格跟踪

成交均价环比持平，市场整体仍供大于求

进入11月，我国太阳能级多晶硅市场价格继续横盘，多晶硅n型复投料成交均价为5.32万元/吨，n型颗粒硅成交均价为5.05万元/吨，均保持环比持平态势。

数据来源：中国有色金属工业协会硅业分会

我国太阳能集多晶硅市场均价（20250108—20251119）

市场成交持续保持弱稳态势，一方面是由于上游供应端受行业自律及高库存影响，长期保持减产预期，据业内估算，11月受西南地区枯水期电价上涨影响，多家企业启动计划内减产或停产，全国多晶硅排产计划或将跌破12万吨，环比降幅约14%；另一方面，据中国有色金属工业协会硅业分会相关负责人分析，在当前相对脆弱的市场环境下，多晶硅价格下跌非但不能有效刺激需求，反而会破坏7月以来逐步建立的企稳预期，甚至可能引发整个产业链价格体系崩盘。因此，多晶硅企业的稳价意愿十分坚决。

据当前已公布的企业排产计划，12月，国内多晶硅产量仍将维持在12万吨左右。由于多晶硅市场总体仍处于供大于求局面，面对下游需求收缩、库存仍处高位的局面，企业对于供需变化的容忍度不断增强。

总体来看，当前，多晶硅市场需求较弱、稳价意愿较强。在供应收缩的支撑及维护产业链整体稳定的共识下，多晶硅价格在短期内将继续维持弱势平稳的运行格局，较低可能出现大幅波动。

行业快讯

工信部就《风电装备行业规范条件》公开征求意见。11月17日，工信部就《风电装备行业规范条件》公开征求意见。其中指出，整机、变流器、控制系统制造企业上年度研发或工艺改进投入的费用不低于主营业务收入的4%，其他企业上年度研发或工艺改进投入的费用不低于主营业务的3%。

国家能源局要求探索打造100%新能源基地。10月31日，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》要求，提升新能源多品种互补开发水平，支持有条件地区充分发挥光热、抽水蓄能和新型储能等的支撑调节作用，探索打造100%新能源基地。到2030年，集成融合发展成为新能源发展的重要方式，新能源可靠替代水平明显增强，市场竞争力显著提升。

国家能源局鼓励在具有土地、电网条件的产煤区规划建设大型光伏基地。10月28日，国家能源局印发《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》指出，加快发展矿区光伏风电产业，鼓励拥有集中连片土地资源、具备良好电网接入条件的产煤地区，规划建设大型光伏基地，提升新能源规模化开发水平。到“十五五”末，煤炭与新能源融合发展取得显著成效，煤炭矿区光伏风电产业发展模式基本成熟，电能替代和新能源渗透率大幅提高，建设一批清洁低碳矿区，煤炭行业绿色发展动能进一步增强。

晋鄂渝未完成2024年度可再生能源电力总量消纳责任权重。10月28日，国家能源局印发《2024年度全国可再生能源电力发展监测评价结果》指出，2024年全国可再生能源电力总量消纳责任权重实际完成35.2%，同比提高3.2个百分点。北京等26个省（自治区、直辖市）完成国家下达的总量消纳责任权重，其中四川、云南、青海三省总量消纳责任权重完成超过70%。山西、湖北和重庆3个省（直辖市）未完成可再生能源电力总量消纳责任权重，分别相差0.3、3.0、1.9个百分点。

青海风光竞价区间确定。11月12日，青海省发展改革委印发《关于组织2026年新能源增量项目开展机制电价竞价工作有关事项的通知》明确，竞价主体为2025年6月1日—2026年12月31日全容量投产且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。机制电量总规模28.59亿千瓦时，其中，风电10.44亿千瓦时，光伏18.15亿千瓦时。光伏竞价上下限分别为0.2277元/千瓦时、0.15元/千瓦时。风电竞价上下限分别为0.24元/千瓦时、0.205元/千瓦时。

吉林竞价区间为0.15～0.334元/千瓦时。11月18日，吉林省发展改革委发布《关于开展吉林省首次增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》明确，竞价主体为2025年6月1日—2026年12月31日全容量投产的风光项目，风电、光伏竞价上限均为334元/兆瓦时，竞价下限均为150元/兆瓦时。机制电量年度总规模45.76亿千瓦时，其中，风电38.62亿千瓦时，光伏7.14亿千瓦时。

钙钛矿商用组件尺寸全球纪录更新。11月3日，由纤纳光电发布的钙钛矿光伏商用组件经TÜV南德权威认证，成为目前全球尺寸最大的钙钛矿组件。这一组件规格为2400mm×1200mm，2.88平方米组件功率为509.21瓦，效率为18.60%，达到行业领先水平，标志着钙钛矿光伏技术向大规模商业化应用迈出坚实一步。