机制电价近况更新1机制电价分析背景与2025-202

1、机制电价分析背景与2025-2026年竞价总结 分析背景与汇报框架：三六号文后新能源全面入市方向明确，机制电价竞价结果是判断各地新能源风光项目未来收益水平的核心直接指标。 目前已有4个省份（含最新披露的黑龙江）披露2027年机制电价竞价结果，本次汇报分为三部分：一是2025-2026年竞价情况总结，二是2027年已披露的4个地区竞价情况更新，三是从造价、电价、利用小时数三要素测算典型地区及全国平均风光项目IRR情况。竞价电量整体与区域情况：截至2026年5月，全国所有省市均完成2025-2026年机制电价竞价工作，仅云南、海南暂未公开披露电量数据。 剔除两地后，全国机制电量计划竞价规模超3000亿千瓦时，实际竞价出清电量约2400亿千瓦时，整体完成率为75%；分电源类型看，风电出清约1400亿千瓦时，光伏约800亿千瓦时，另有193亿千瓦时电量无明确电源类型。 区域分化特征明显：a.竞价规模层面，新疆、河北、贵州、山东、广西、江苏等省份实际竞价规模均超100亿千瓦时；b.完成率层面，新疆、广西、江苏、陕西、四川、甘肃等地完成率达100%，江苏达101%，上海、北京、天津、江西4地完成率低于30%。 分化核心原因是各地新能源资源禀赋、消纳空间、政府推进态度存在差异，西北、华北等资源较好省份推动意愿强、项目申报踊跃，负荷中心地区项目申报相对谨慎。 竞价价格分电源与区域情况：竞价价格同样呈现显著区域分化特征，分光伏、陆风来看：a.光伏板块：全国平均竞价价格为0.31元/千瓦时，较各省平均燃煤标杆电价下浮15%；北京、上海、宁夏、贵州4地无下浮，山东、黑龙江、甘肃、青海等地区下浮幅度超30%；成交位置方面，浙江、北京、吉林、宁夏、青海、贵州6地顶竞价上限成交，甘肃、新疆2025-2026年贴竞价下限成交，新疆2026年项目收益率压力较大。 b.陆风板块（不含独立竞价的海风）：全国平均竞价价格为0.31元/千瓦时，较燃煤标杆电价下浮14%；北京、上海、宁夏、贵州4地无下浮，吉林、黑龙江、甘肃等地下浮幅度超30%；成交位置方面，青海、辽宁、北京、宁夏、贵州顶竞价上限成交，甘肃2025-2026年贴竞价下限成交，盈利压力较大。 整体来看风光平均14%-15%的下浮幅度掩盖了巨大区域差异，部分省份电价无下浮、部分下浮超30%，直接导致后续风光项目收益率测算结果高度分化。 2、2027年已披露省份机制电价竞价情况 甘肃与黑龙江竞价情况：甘肃2027年风电、光伏基准电价均为0.244元/千瓦时，同比 涨幅均超25%，其中光伏顶格成交，竞价规模创历史新高，整体呈量价齐升态势。 对比前两年甘肃均贴下线成交的表现，2027年改善幅度明显。 黑龙江首次竞价仅风电参与，总体规模较之前有所缩量，电价同比涨幅达25%，对当地项目收益率有正向帮助，但当前风电收益率尚未达到可无脑投资的水平，后续包括黑龙江在内的东三省需重点关注氢氨醇大基地与风光项目、尤其是风电项目的配套进展。 新疆与云南竞价情况：新疆2027年竞价改善幅度较大，光伏机制电价达到0.26元/千瓦时，同比涨幅达73%，风电价格同比上涨约10%，光伏涨幅远高于风电，体现出光伏项目对电力供需边际变化的敏感度更高。 同时新疆竞价规则有所调整，2027年单项目申报电量上限从2026年的80%降至50%（2026年80%的上限是从2025年的63%提升而来），意味着竞价规则从过去的抢规模转向提价格，单个项目可锁定的机制电量减少，但价格得到显著修复。 云南2027年风光电价同比波动不足1%，参与竞价的项目数量翻倍增长，体现出当地消纳长期预期较为稳定，机制电价的保底价值得到公司认可，整体运行平稳。 2027年竞价情况总结：目前已披露省份呈现三种差异化竞价路径：甘肃量价齐升、新疆以量换价、云南稳扎稳打，三类路径共同指向核心行业趋势：机制电价对项目收益的保底支撑作用，在经历2026年的惨淡行情后，2027年正在发生积极变化。 后续来看，2027年此前收益率承压明显的地区有望迎来一定程度的修复，同时也不排除本身收益率较好的部分地区存在收益下行的空间。 3、新能源项目收益率影响因素与测算假设 收益率影响因素分析：2024年以来新能源项目收益率不确定性持续加大，核心影响因素可从收入端、成本端分别拆解： 收入端确定性持续弱化：补贴全面退出，保障性收购比例持续下行，今年上半年部分公司披露的业绩预告显示利用小时数同比明显下降，核心原因即为保障性收购比例同比大幅降低；上网电价方面，市场化交易电价占比和波动逐步提升，机制电价虽提供保底但无法完全对冲市场价格风险，部分省份的机制电价本身也存在下行风险。 成本端长期向好但存在波动：新能源项目成本结构中，初始投资折旧占比达50%-60%，风光项目造价大周期呈下行趋势但过程中有波动，2025年光伏项目造价前九个月数据有所上升，但长期仍处下行通道；财务费用占比为20%-30%，国内利率长期趋下行，对项目收益率形成利好。 收入端保底收缩、波动放大，叠加成本端潜在变化的不确定性，共同推高新能源项目盈利 的整体不确定性，因此未来新能源项目投资的选址和择时重要性极高。 收益率测算核心假设：已基于上述收益率分析框架对各地项目收益率开展测算，核心假设分为通用假设与差异化调整参数两类：a.通用假设：100兆瓦项目，长贷等额还本，折旧年限20年，残值率5%，运行周期25年；市场化交易电价假设为机制电价的70%，实际数值各地存在较大差异，测算中暂按该标准估算。b.差异化调整参数：不同省份存在明显差异的核心参数包括单位千瓦投资、利用小时数、机制电价、机制电量比例，将结合不同地区实际情况调整取值。 4、新能源项目收益率测算结果与结论 光伏项目收益率情况：不同区域光伏项目收益率分化显著：顶上限成交地区收益率表现较好，浙江收益率超8%，宁夏升至9%以上；贴下限成交地区收益率承压明显，分布式光伏大省山东测算收益率仅1.7%，新疆按2026年0.15元电价测算收益率为负，若按2027年新价格及2026年较2025年明显下降的单位投资测算，收益率可达3%以上，对部分国企央企具备投资价值。 全国平均来看，光伏项目全投资IRR从2025年的约6%降至2026年的3%-4%，存在明显下行压力。 下行核心驱动因素并非电价（2025-2026年电价跌幅较小），核心一是利用小时数下降，保障性收购比例降低、弃光比例提升导致全国平均利用小时数从约1200小时降至1088小时，降幅约100小时，2026年利用小时数大概率仍将下行；二是单位投资受整体价格上浮影响小幅提升。 陆风项目收益率情况：不同区域陆风项目收益率分化明显：顶上限成交地区收益率表现较好，辽宁、山东收益率达10%以上；贴下限成交地区承压明显，青海、新疆收益率约2%，甘肃2026年测算收益率不足1%，若按2027年约0.25元的新价格测算，整体收益率可修复至近4.6%。 全国平均来看，陆风全投资IRR从2025年的8.4%小幅降至2026年的7.8%-7.9%，韧性显著好于光伏，核心原因是尽管利用小时数有所下降，但2025年陆风单位投资较2024年明显下降，抵消了部分负面影响。 山东区域内风光收益率分化显著，陆风收益率达10%，光伏收益率不足2%，分化主要源于陆风机制电价更高、利用小时数更高，底层逻辑为二者资源禀赋及政府支持力度存在核心差异。 收益率结论与投资启示：2026年全国新能源项目收益率整体存在下行压力，其中光伏下行压力显著大于风电。近期甘肃、新疆及2027年黑龙江竞价结果改善，释放出2027年新能源项目收益率边际修复的明确信号。未来新能源项目投资逻辑将从全国普适性布局转向区域差异化布局，明确具体省份、具体项目资源的重要性将持续凸显。#文字观点