新能源新格局_解码19省机制电价竞价结果_11页_609kb

报告摘要

电力行业新能源机制电价竞价结果分析总结

核心内容概述

2026年，全国已有19个省份公布了新能源项目机制电价竞价结果，反映出区域间的资源禀赋、消纳能力与电网结构差异，导致政策节奏与价格水平显著分化。整体来看，新能源市场化竞价趋势明显，华东、华北地区电价相对较高，而西北、东北地区则因资源丰富但消纳能力有限，电价较低。

主要观点

区域分化明显：不同省份的新能源机制电价差异显著，上海为最高（0.4155元/千瓦时），甘肃为最低（0.1954元/千瓦时）。
风电电价普遍高于光伏：4个省份（山东、江西、新疆、云南）的风电与光伏出清价格不同，其中山东价差最大，达0.094元/千瓦时。
机制电量使用率差异大：甘肃、新疆、黑龙江等省份的机制电量使用率达100%，而上海、天津的使用率仅为24%和23%，其余省份多在50%以上。
华东地区机制电量高比例，电价有支撑：上海市、浙江省、江苏省等省份机制电量比例高，电价也相对较高，体现出对新能源市场的积极支持。
南方区域市场化程度高，竞争激烈：广东、广西、云南、贵州、海南等省份电力市场成熟，市场化竞争激烈，广东首批机制电价竞价仅针对分布式光伏。
西北地区资源丰富，价格洼地：新疆、甘肃等地新能源资源丰富，但由于本地消纳能力有限，出清价格较低。
华北地区政策细致，竞争理性：山西省、河北省等地对机制电量与电价设定细致，以促进存量与增量项目的平稳过渡。
华中地区机制差异化，竞价节奏滞后：湖北、湖南、江西等省份尚未公布详细的机制电价竞价结果，但市场交易活跃。
西南地区多能互补，电价有支撑：重庆机制电价接近上限，四川设定宽泛的竞价区间，为风光波动性提供支撑。
东北地区兼顾存量与增量，电价偏低：辽宁、黑龙江、吉林等地在保障存量项目收益的同时，推动增量项目进入更具竞争性的市场。

关键信息

出清价格：
- 最高：上海，风、光均为0.4155元/千瓦时
- 最低：甘肃，风、光均为0.1954元/千瓦时
- 风电出清价格普遍高于光伏，价差最大的为山东（0.094元/千瓦时）
机制电量使用率：
- 甘肃、新疆、黑龙江使用率达100%
- 上海、天津使用率分别为24%和23%
- 其他省份使用率多在50%以上
竞价区间与出清价格：
- 上海、青海、天津、安徽、浙江、重庆出清价格接近上限
- 甘肃出清价格接近下限
- 其他省份出清价格位于中偏上区间
投资建议：
- 推荐关注拥有优质资源区位优势、项目开发效率高且融资成本低的绿电运营商
- 特别关注风电的相对优势
- 建议关注新天绿色能源、中闽能源、福能股份、龙源电力等公司
- 储能板块投资价值凸显，因电力市场化深化和现货市场全覆盖，峰谷价差有望拉大
风险提示：
- 新能源出力波动增大
- 电价下降
- 电力辅助服务市场、绿证交易等政策不及预期

各区域分析

华东地区

机制电量高比例：多数省份对存量项目设定了高比例机制电量，如江苏户用分布式光伏为100%
电价有支撑：上海市机制电价为0.4155元/千瓦时，为全国最高
竞争激烈：市场对有限保障性机制电量竞争激烈，机制电量使用率高

南部地区

市场化程度高：广东、广西、云南、贵州、海南已实现电力现货市场全覆盖
竞争相对激烈：广东首批机制电价竞价仅针对分布式光伏，出清价格为0.36元/千瓦时
政策差异：各省份对机制电量与电价设定有所不同，体现市场成熟度

西北地区

资源高地，价格洼地：新疆、甘肃等地新能源资源丰富，但本地消纳能力有限，导致电价较低
政策完善：新疆、蒙西、蒙东等地详细规定了新能源项目参与市场交易和差价结算机制

华北地区

政策细致：山西省、河北省等地对机制电量与电价设定细致，以保障存量项目平稳过渡
竞争理性：机制电价设定与燃煤基准价衔接，竞争相对温和

华中地区

机制差异化：湖北、湖南、江西等地采用灵活的机制电量比例与电价设定
竞价节奏滞后：截至12月2日，仅有江西省公布竞价结果，其他省份尚未公布

西南地区

多能互补：四川、重庆等地利用水电资源为风光波动性提供支撑
电价有支撑：重庆机制电价接近上限，四川设定宽泛的竞价区间

东北地区

兼顾存量与增量：辽宁、黑龙江等地在保障存量项目收益的同时，推动增量项目进入更具竞争性的市场
电价相对偏低：黑龙江机制电价为0.228元/千瓦时，全国最低

总结

2026年新能源机制电价竞价结果揭示了新能源市场在不同区域的差异化发展态势。华东、华北地区电价相对较高，而西北、东北地区因资源丰富但消纳能力有限，电价较低。风电电价普遍高于光伏，体现出对风电的市场偏好。新能源全面入市背景下，电力市场化进一步深化，峰谷价差有望扩大，储能板块的投资价值提升。建议投资者关注具有区位优势、开发效率高且融资成本低的绿电运营商，同时关注风电的相对优势。

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