中国储能网讯：进入12月以来，2025年下半年或2026年增量新能源项目的机制电价竞价活动加速推进，截至目前，已有超过20省公布了竞价出清结果。

此前在《11省机制电价竞价结果公布：新能源产业迈向精细化运营》一文中，“ESCN源网荷储与电力市场”曾总结，机制电价竞价结果与各省的风光资源禀赋、消纳能力、产业发展现状、地方政策倾向息息相关，且众多影响因素多维交叉，共同决定了一省最终的机制电价。

基于此，为了更准确、深刻分析不同区域机制电价竞价情况，“ESCN源网荷储与电力市场”计划按照华北、华东、华中、华南、西南、西北、东北七大区域划分，逐一分析各区域竞价情况。

目前，陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆西北五省均已公布一批或二批竞价结果，本期首先聚焦西北五省进行梳理分析。

价格普遍较低，4省低于0.3元/千瓦时

截至12月中旬，西北五省中，宁夏、陕西、新疆三省公布了第一批竞价结果，即2025年下半年并网的新能源项目；甘肃和青海分别公布了两批竞价结果，包含2025年下半年并网和2026年并网的新能源项目。

从出清价格上看，西北五省机制电价普遍较低。除了陕西超过0.3元/千瓦时之外，其余四省均为0.2-0.25元/千瓦时区间内。放在全国来看，目前新能源机制电价低于0.3元/千瓦时的仅有6省，西北地区独占4省，还有两省是黑龙江（0.228元/千瓦时）、山东（光伏0.225元/千瓦时）。

从竞价区间和最终出清结果来看，宁夏、陕西、新疆、青海四省最终的出清价格都是竞价的上限，或者临近上限，而甘肃两批竞价出清价格都是竞价下限。

从机制电量入围比例来看，青海两批竞价机制电量入围比例分别为74.43%、50.72%；而其余四省的入围比例均为100%。

总的看来，西北五省的机制电价普遍较低，纳入竞价范围内的机制电量总额基本100%用完，竞价相对激烈。

背后原因，一方面是因为西北五省风光等清洁能源资源丰富、土地资源辽阔，新能源装机体量大，新能源发电的度电成本相对较低，具备报价较低的先天条件；另一方面，西北地区产业基础薄弱、工商业发展相对之后，新能源消纳水平普遍较低，发电企业为了尽可能保证电量收益、减少损失，踊跃参与竞价以期入围机制电量，竞争相对激烈。

整体好于预期，收益影响可控

虽然从全国范围横向对比来看，西北五省的机制电价水平相对较低，但如果纵向对比，结合五省燃煤基准电价以及此前风电光伏实际全年结算价格来看，增量新能源的机制电价结果是好于行业预期的。

“136号文”要求，“2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价”。政策出台之初，行业普遍担心增量机制电价较各省煤电基准价会有不同程度的下滑，预期相对悲观。

从西北五省的增量项目机制电价与煤电基准价的对比来看，两者几乎持平。其中，宁夏的增量项目机制电价为0.2595元/千瓦时，与该省现行煤电基准价一致；陕西、新疆、青海存量、增量的价差微弱，不足0.01元/千瓦时。

除了西北五省，全国已公布出清结果的20余省中，增量机制电价与煤电基准价的价差都相对较小，有半数省份降幅在10%左右，整体来看，大多数省份的机制电价下降幅度较小。

当然，也有特殊情况，比如甘肃。甘肃两批增量项目的机制电价均为0.1954元/千瓦时，而存量项目执行的煤电基准价为0.3078元/千瓦时，对比来看，增量项目机制电价下降36.52%。

需要注意的是，2024年甘肃新能源成交均价就已经远低于火电成交均价。

2024年，甘肃中长期成交电量267.335亿千瓦时，其中，火电成交111.745亿千瓦时，成交均价0.354元/千瓦时；新能源成交157.84亿千瓦时，成交均价0.231元/千瓦时。

现货价格情况更甚，2024年，甘肃省光伏的现货市场平均结算价已经跌穿0.17元/千瓦时；2025年，甘肃部分月份光伏现货市场平均结算价格跌破0.12元/千瓦时，1-2月连续两月现货均价甚至跌破0.1元/千瓦时。

如此看来，甘肃当前0.1954元/千瓦时的机制电价不失为一个相对稳妥的缓冲。

新能源机制电价的出台，是我国深化电力市场建设的关键举措，通过市场化价格信号有效反映电力供需与成本，引导发电资源优化配置，为中长期与现货市场衔接奠定基础。与此同时，机制电价通过体现其波动性与系统调节价值，激励灵活性资源建设与跨省跨区交易，可以有力提升电网对高比例可再生能源的消纳能力，推动能源结构绿色转型与电力系统安全经济运行。

下一期，“ESCN源网荷储与电力市场”将聚焦分析华东七省机制电价出清结果，敬请期待！‌