4月5日，青海能源局发布2020年普通电站项目补贴竞价申报资格招标公告，此次招标规模为2GW，包括20个标段、单个标段规模100MW，其中海南州16个，海西州4个。
根据公告，最高投标限价按照国家发改委公布的同类资源区普通光伏电站指导电价下浮15%执行。按照国家发改委电价文件，一二类资源区指导电价分别为0.35与0.4元/千瓦时，按照青海的招标要求，对应的最高投标价为0.2975、0.34。
值得一提的是，以青海电力0.2277的光伏电价计算，按照指导电价对应的补贴分别为0.1223与0.1723元/千瓦时，这个补贴额度在全国省份中名列前茅，这意味着，青海的光伏电站在竞价中具有较大的降价幅度，同时相对应的也占用较多的补贴资金。
此外，竞价项目需于2020年12月31日之前完成全容量并网，未按期完成并网的取消补贴资格;一个投标人可以同时参与一个或多个标段的投标，但同一中标人的中标数量不得超过3个。
原公告如下：
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青海省发改委于2026年10月启动2027年新能源增量项目机制电价竞价工作，面向2025年6月至2027年底全容量投产、尚未纳入机制电价范围的风电和光伏项目。本次竞价总电量规模为28.59亿千瓦时，其中光伏14.08亿千瓦时、风电14.51亿千瓦时；光伏申报价格区间为0.15—0.2277元/千瓦时，风电为0.18—0.24元/千瓦时。机制电价执行期为12年，按项目实际投产时间分阶段起算。竞价设申报充足率下限（130%）、履约保函要求及边际出清动态调整机制，以保障竞争充分性与项目履约能力。省电力公司须于2026年12月15日前完成竞价并报备结果。（199字）
湖南省发改委于2026年10月发布通知，启动2026年度新能源机制电价竞价工作，面向2025年6月至2027年12月期间全容量投产、尚未纳入机制电价的风电与光伏项目（含代理分布式光伏的聚合商），排除大型工商业分布式及就近消纳项目。本次共安排22.86亿千瓦时机制电量，其中风电11.9亿千瓦时、光伏10.96亿千瓦时，按两类项目分别组织竞价与出清。竞价价格区间为0.23–0.35元/千瓦时，执行期为10年；申报充足率不得低于125%，未达标则相应缩减总规模；单个项目机制电量占比上限分别为风电及集中式光伏60%、分布式光伏70%。此外，明确履约保函计算方式及边际出清规则等配套要求。（199字）
河北省发改委于2026年10月发布通知，正式启动2027年度增量新能源项目机制电价竞价工作。本次竞价覆盖河北南网和冀北电网，机制电量总规模分别为303.36亿千瓦时和296.74亿千瓦时，按电源类型细分风电与光伏配额。所有参与竞价的风电、光伏项目须在2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网，申报电量比例上限为80%，申报充足率下限为125%。统一设定电价上下限为0.2—0.36元/千瓦时，执行期限分别为10年（风电）和12年（光伏）。通知明确了电量计算公式及关键参数，包括各地近三年平均利用小时数、厂用电率等，并要求电网企业及时组织竞价、公开流程，接受社会监督。
福建省于10月15日启动2026年新能源增量项目机制电价竞价工作，面向2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网或计划并网、且未参与过类似机制的新能源项目（不含2025年1月27日前已竞配的海上风电项目）。本次竞价总电量规模为83.6亿千瓦时，电价申报上限为390元/兆瓦时（即0.39元/千瓦时），下限为160元/兆瓦时；要求申报电量充足率达125%，单个项目申报电量不得超过其对应机制电量的90%。中选项目将执行为期12年的固定机制电价。该机制旨在统筹新能源消纳与合理收益，推动新增可再生能源项目有序入市。
新疆电力公司于10月10日发布2027年下半年增量新能源项目机制电价竞价预公告，明确面向2027年7—12月计划投产、且此前未纳入机制电价执行范围的集中式与分布式新能源项目开展竞价。参与主体包括新申报项目及前期未竞得电量但资质有效的存量项目；对已竞得2025或2026年度机制电量但延迟投产超6个月的项目，将取消其投资方未来3年内所有新能源项目的竞价资格，并作废当次入选结果。公告设严格投产履约约束：延迟不超过6个月的，仅失效对应时段电量；超期则直接取消资格。机制执行期为10年，期间项目可自愿退出，退出后不再享受机制电价。
广东省于10月10日启动2026年新能源项目机制电价竞价工作，面向2025年6月1日至2027年10月31日期间投产或承诺投产、且尚未纳入机制的分布式光伏项目（海上光伏试点项目除外）。本次竞价总电量规模为79.34亿千瓦时/年。申报规则明确：110千伏以下分布式光伏项目可申报电量比例上限为80%，其余分布式光伏项目为70%；电价竞价区间设定为0.20—0.40元/千瓦时，价格申报精度由1%提升至0.1%；中选项目将执行为期12年的固定机制电价。该机制旨在通过市场化方式引导分布式光伏有序发展，保障项目合理收益与系统调节能力平衡。
四川省发展和改革委员会、四川省能源局于9月21日联合发布《关于做好2027年度新能源机制电量电价竞价准备工作的通知》，正式启动2027年新能源机制电价竞价相关工作。该工作旨在通过市场化方式确定新能源发电项目参与机制电价结算的电量及对应电价，是四川深化电力市场化改革、完善新能源价格形成机制的重要举措。通知要求各相关单位有序开展申报组织、资格审核、方案编制等前期准备工作，为后续竞价交易奠定基础。此次竞价覆盖范围主要为纳入省级新能源机制电价政策支持的风电、光伏等项目，其电量将不再执行固定上网电价，而是通过竞争方式形成机制电价。此举意在提升资源配置效率，促进新能源消纳，并推动电力系统向更加灵活、可持续方向发展。
天津市启动2026年度增量新能源项目机制电量竞价工作，面向2027年底前全容量并网的风电、光伏项目（含此前未纳入机制的增量项目），分布式项目可委托代理参与。本次机制电量总规模为40亿千瓦时，若申报总量不足50亿千瓦时，则按申报总量的80%动态调整。竞价电价上限设定为0.32元/千瓦时，不设下限，中标电价执行期为10年。电量测算依据项目实际或核准容量，结合不同类型电源的全生命周期折合年度合理利用小时数（光伏1300小时、陆上风电1800小时、海上风电2600小时）及2%平均厂用电率计算年上网电量。相关工作由天津市发改委统筹、天津电力公司具体组织。（199字）
本文介绍了青海省风电和光伏资源普查的最新成果。作为全国6个试点省区之一，青海于2024年参与国家清洁能源资源普查，系统评估了陆上风电、光伏及光热发电的资源禀赋与开发潜力。普查显示，青海风光资源可开发总量居全国第二（风电仅次于内蒙古，光伏仅次于西藏），光热综合开发条件全国第一。全省风电理论可开发量约4.5亿千瓦，技术可开发量2.33亿千瓦，当前开发率仅12%；光伏理论可开发量达115亿千瓦，技术可开发量25.76亿千瓦，开发率仅为2.4%；光热资源优越，DNI超6480兆焦/平方米，技术可开发量9.7亿千瓦，开发率仅0.36%。青海正加快推进“中国光热之都”建设，目标到2030年光热在建在运总规模达800万千瓦，在运装机突破500万千瓦。
全国首部沙戈荒地区光伏治沙专项行业标准《光伏治沙技术规范》（LY/T 3470-2026）发布，2026年9月实施。青海牵头编制，融入高寒沙区节水固沙、乡土植被修复等实践，确立五项原则与全周期技术体系，划定生态红线，助力“三北”工程与沙区产业融合。
5月11日，国家电投黄河公司发布海西州“沙戈荒”外送基地电源方案研究项目招标公告，规划旨在为黄河公司在青海省海西州布局沙漠、戈壁、荒漠外送基地产业提供系统规划与科学决策支持。中标人于合同签订后6个月完成《海西州“沙戈荒”外送基地电源方案研究报告》编制及内部评审。
