当前，全国大部分省（市、区）根据《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文）的要求，正式出台了地方实施细则，并组织了针对2026年底前并网新能源项目的机制电价竞价。从竞价情况看，各地对风电、光伏发电安排的机制电量规模不一，机制电价水平存在差异，新能源开发投资呈分化态势，风电项目开发积极性较高，光伏发电项目开发态度不积极，市场和投资规模呈现下降态势。

新能源增量项目机制电量和机制电价情况

机制电量规模体现了各地大力支持新能源发展的态度

根据各地政府网站公开的消息，截至2025年底，全国有30个省（市、区）出台了136号文地方实施方案正式文件。其中27个省（市、区）启动了增量新能源项目机制电价竞价，25个省（市、区）公布了共31场竞价结果，其中30场均公布了机制电量和机制电价。

在公布机制电量结果的30场竞价中，初步加总，风电机制电量超过1000亿千瓦时，折合装机约8600万千瓦，光伏机制电量超过700亿千瓦时，折合装机约1亿千瓦。以上规模是针对2025年6月1日~2026年底并网的新能源项目，山东、浙江、山西尚待组织和公布第二场针对2026年底前并网项目的机制电价竞价，加上云南、海南、河南、贵州、广西等省（区）可能的规模，无论风电还是光伏，总体机制电量和对应装机有较大体量规模，体现了大部分地方大力支持新能源发展。

机制电价水平存在差异，新能源开发企业投资和竞价相对理性

虽然增量项目机制电价上下限在各省差异较大，但大部分省份竞价形成的机制电价水平较高。在27场有风电出清项目的竞价中，20场风电机制电价超过竞价上限电价的90%，超过燃煤基准价80%的达22场；在30场有光伏出清项目的竞价中，光伏机制电价超过竞价上限电价90%、超过燃煤基准价80%的达到24场。显示地方政府基本按照136号文提出的要求，确定了与燃煤基准价相同或略有下降的竞价上限来支持新能源，也表明新能源企业投资和竞价相对理性，在这些省份未形成“机制电价内卷竞争”。

但仍有几个省（市、区）竞争较为激烈导致机制电价水平低。山东光伏机制电量12.9亿千瓦时，总量不高，机制电价仅0.225元/千瓦时；甘肃采用风光同场竞价，两场机制电量规模有限，合计仅23.5亿千瓦时，风光机制电价按下限出清；黑龙江风光同场竞争较为激烈，机制电价水平为0.228元/千瓦时；新疆首场针对2025年底前并网项目的风电、光伏机制电价水平分别是0.252、0.235元/千瓦时，在上下限不变（0.15~0.262元/千瓦时）的情况下，针对2026年底前并网项目的第二场风电电价降至0.21元/千瓦时，光伏机制电价甚至下限出清（即0.15元/千瓦时），并且是在第二场安排了风电130.6亿千瓦时、光伏发电67.6亿千瓦时的高规模机制电量情况下，直接体现了新能源开发企业在新疆的激烈竞争。

新能源增量市场变化态势及原因

风电增量市场稳定，光伏发电增量市场下降态势已显现

2025年1~11月全国风电和光伏新增装机分别为0.83、2.75亿千瓦，6~11月风电新增装机3622万千瓦，同比增长13%，光伏发电新增装机7690万千瓦，同比下降39%。根据竞价结果，预计风光机制电量可保障2026年新增装机1亿千瓦以上，加上大型风光基地外送装机、以自发自用为主的分布式装机、绿电直连和零碳园区带来风光新模式应用规模，预计达到新一轮国家自主贡献2035年风光累计装机36亿千瓦所需要的年度风光新能源装机2亿千瓦以上是充足的，风电装机预计相对平稳，但光伏发电相较于过去两年的年度装机降幅大，也不足以为光伏制造业提供国内市场支撑。

新能源开发企业投资风电和光伏发电态度分化

无论是央国企还是民企，近期对新能源开发投资趋于谨慎，在新能源板块内部，开发企业也更倾向于开发投资风电项目。以下三点可以直接或间接反映这一态势，一是开工规模下降，根据国家可再生能源信息管理中心统计，2025年7月全国光伏发电新增开工规模同比降低73%；二是前期开发费用风电依然很高（不少地方仍折合1元/瓦以上，甚至超过风机机头价格），光伏则大幅减少，近期增量项目前期开发费用已回归到0.2元/瓦左右正常水平，这对项目开发回归正常轨道和降成本有利；三是地方安排的机制电量没有用完，在30场机制电价竞价中，地方安排的风电机制电量规模在1300亿千瓦时左右，光伏略超1000亿千瓦时，即大约1/4的机制电量因竞价项目数量和装机不够，或达到了竞价充足率下限而没用上。

新能源消纳矛盾日益突出

随着新能源装机迅速增加，越来越多的省份新能源装机占比超过一半，但系统调节能力不足，新能源消纳矛盾突出。国家公布的风光发电利用率仅考虑电力系统原因限电，但企业实际运营项目时基本都考虑全部受限电量，因此实际消纳形势更严峻。2025年1~11月全国风电、光伏等效利用小时数1842、947小时，同比下降4.9%、4.4%。当然，新能源全面入市带来的电力市场加快推进有利于新能源消纳。但考虑新能源装机持续保持一定的市场规模，如不能有效解决消纳问题，机制电量和机制电价再有保障，也没有保障的基础，难以发挥作用。

新能源项目全经营期内价格不确定性大

目前各地确定的新能源机制电价期限大多为10~12年（海上风电有的高至15年），仅为风电项目经营期一半左右，不到光伏发电项目经营期的一半，期限之内新能源项目部分电量需参与电力市场，期限之外全电量参与市场，随着新能源装机增长和参与市场比例的提升，市场交易均价整体呈下行趋势。虽然大部分地区机制电价水平与燃煤基准价相差不多，但如果考虑全经营期，尤其是按照2025年下半年各地现货市场价格、2026年中长期市场签约价格看，全经营期内平均价格水平将下降，且由于难以预期未来10~25年电力市场和价格，下降幅度也不确定。新能源尤其是光伏项目量价齐跌影响了企业投资意愿。

稳定新能源市场和投资的建议

坚持目标导向，合理安排新能源机制电量

国家层面，需锚定“十五五”如期实现碳达峰确定非化石能源发展目标，特别是新能源开发利用目标，确定全国和省级政府可再生能源电力消纳责任和重点用能行业可再生能源消费责任。建议根据非化石能源占比目标和碳排放“双控”要求，合理分解、科学设定并监测考核各省份可再生能源电力消纳责任权重，压实地方消纳责任；扩展承担绿电消费比例的重点用能行业范围，逐年提高绿电消费比例要求，通过终端绿电消费，提升新能源市场需求。地方层面，各地在安排机制电量时，需充分考虑碳排放“双控”要求、可再生能源电力消纳责任权重要求，提前预判，科学测算，为新能源提供合理、足够的机制电量保障规模。

严格落实政策，保持机制电量和机制电价政策稳定性

严格落实政策对提振企业投资新能源信心有重要作用。交易机构、电网企业需不折不扣执行机制电量和机制电价，在新能源参与市场时，除了存在电网安全等特殊时段外，需按照市场交易结果调度新能源，提升消纳比例，并按多退少补的原则执行机制电价的差价结算。地方也要保持政策稳定性，在机制期限内应保持机制电价和机制政策执行，保持各批次、各年度之间机制电量和机制电价政策的相对稳定，给予企业投资信心和预期。

建设新型电力系统，稳步推进全国统一电力市场建设

顺应逐步建立以新能源为主体的新型电力系统的战略方向，不断深化电力市场改革，处理好短期与长期、发展与安全、转型与稳定的关系，统筹推进电能量市场、辅助服务市场和容量补偿机制等多层次电力市场体系建设，形成真实反映电力电量供需和调节成本的分时价格信号，激励各类灵活资源建设，保障各类主体公平参与市场竞争，促进新能源稳妥有序参与电力市场交易。（本文仅代表作者观点）