11月12日，青海公示2025年青海省新能源机制电价竞价结果。光伏机制电价0.24元/度，入围项目23个，机制电量1124999.999兆瓦时；从入围项目来看，包括16个分布式光伏项目，7个集中式光伏。
风电机制电价0.24元/度，入围项目4个，机制电量542999.999兆瓦时。
根据《2025年青海省新能源机制电价竞价组织公告》：
机制电量规模：本次竞价的机制电
量总规模22.41亿千瓦时，其中，风电6.33亿千瓦时，光伏16.08亿千瓦时。
竞价限价水平：风电、光伏竞价上限均为0.24元/千瓦时。风电竞价下限0.205元/千瓦时，光伏0.18元/千瓦时。
执行期限：12年，自2026年1月1日起计。
从竞价结果来看，光伏、风电申报电量规模均低于机制电量核定规模，机制电价则均为上限的0.24元/瓦。
竞价结果见下：
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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。
2026 年江西新能源机制电价竞价正式启动，总规模40.8亿千瓦时，光伏占比超七成，边际门槛提至60%，单项目电量比例上限75%，核心申报主体为2027年投产项目。本文深度解读竞价规则、参数变化、申报范围及风险提示，附历史数据与政策对比，完整版报告扫码获取。
安徽省芜湖市鸠江区发改委于2026年10月9日发布公示，拟对辖区内117个分布式光伏项目予以清理。其中116个项目在完成备案并取得电网接入意见后超12个月仍未建成并网，1个项目虽已并网但长期无发电量，现场核查确认其无发电设备或已丧失恢复发电条件。此次清理依据安徽省能源局《关于贯彻落实〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知》相关规定，明确对超期未建、建而未用项目实施动态管理。公示期为2026年10月9日至10月23日，面向新能源企业公开，接受情况反映。此举旨在规范分布式光伏项目建设秩序，提升资源利用效率与并网管理质量。
呼和浩特经济技术开发区公示了2026年第三季度分布式光伏项目建设规模审批配置情况。本季度全区可开放容量为119.9兆瓦，其中如意总部基地占95.8兆瓦、沙尔沁片区占24.1兆瓦；当前剩余可用容量为116.5兆瓦。截至季末，共受理并完成初审项目14个，全部通过专家评审，总装机容量3.405兆瓦，涵盖11个非自然人户用项目（1.505兆瓦）和3个一般工商业项目（1.9兆瓦）。同时，有2个已备案超6个月但未开工的项目因土地租金问题未能启动，依据《规程》将被回收相应建设规模容量（合计236千瓦）。公示旨在保障分布式光伏项目规范、有序实施。
本文报道了国家能源局召开全国可再生能源电力开发建设月度调度会的情况。会议通报了2026年1—8月我国可再生能源发展进展：可再生能源总装机达24.96亿千瓦，占全国电力总装机60.8%；风光装机19.92亿千瓦，占比48.5%，其中光伏装机历史性超过煤电，成为第一大电源；可再生能源发电量占全国总发电量41.6%。会议提出四项重点任务：加快推进新能源重大工程建设；健全新能源价格结算机制，特别强调由主管部门跟踪指导地方科学组织2027年增量项目竞价，并及时引导纠偏；着力解决电力消纳瓶颈，强化电网补强与市场机制创新；发挥新能源在稳投资、促增长中的作用，清理非技术性开发障碍。
山东2026年10月起实施分时电价新政，峰谷时段延长、价差拉大，弱光时段（晨昏）电价最高、价值凸显。晶科飞虎3凭借N型TOPCon技术，在低辐照下保持95%—98%高效率，实测弱光发电增益达14.2%，将“发得多”升级为“发得值”，助力工商业光伏降本增效。
本文介绍了海南省发展和改革委员会于2026年9月批复的《海南省增量新能源项目可持续发展价格结算机制竞价实施细则（2026年V1.0版）》核心内容。该细则自印发之日起实施，适用于2025年6月1日后投产且未纳入既有机制的风电、光伏等增量新能源项目。明确自2027年1月1日起，新投产的大型工商业分布式光伏项目不再纳入电价竞价主体范围；此前已明确电价的光热项目及竞争性配置的海上风电项目亦不参与。细则规定了竞价组织方式、主体登记、申报与出清规则，并建立严格履约约束：未投产项目若实际并网时间较申报时间延迟超6个月，将作废竞价结果并取消三年内参竞资格。同时配套差价结算机制，强化信用管理与并网保障，旨在通过市场化竞价科学确定机制电价，引导新能源健康有序发展。
北京市发改委于2026年9月发布通知，正式启动2027年新能源增量项目机制电价竞价工作。本次竞价覆盖集中式与分布式光伏、风电等各类新能源项目，实行“统一申报、统一出清”，不按项目类型区分。竞价主体为2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网、未纳入过机制电价且自愿参与的项目，包括法人企业及自然人户用光伏业主。总机制电量规模为8.5亿千瓦时，申报电价上限为0.3598元/千瓦时（含税），执行期为12年。竞价采用价格优先的边际出清方式，按申报价由低到高排序直至满足总量；若报价相同，则按比例分配剩余电量。申报、审核、出清及结果公示等环节均通过指定平台规范开展，并要求签订差价结算协议。（199字）
内蒙古自治区发改委、能源局发布《关于新能源就近消纳价格机制有关事宜的补充通知》，旨在细化和优化现行新能源就近消纳价格政策。通知明确，自2025年10月1日起，新接网的源网荷储一体化、风光制氢一体化、全额自发自用（不含公用燃煤电厂厂用电替代）及绿电直连项目，统一适用就近消纳价格机制；燃煤自备电厂的可再生能源替代等三类项目，则以“户”为单位，对其全部自发自用电量按现行自备电厂政策缴纳相关费用；同时调整容量备份项目界定标准，由“多回路供电”改为满足“N-1原则”的供电线路或变压器配置；此外，设定了2025年10月至2026年底的过渡期，允许符合条件的已接网项目申请最长6个月缓冲期，平稳衔接政策执行。（199字）
9月21日，山东省发展和改革委员会发布《关于新能源机制电价竞价有关事项的函》，就纳入机制电价的风电项目并网管理作出明确安排。文件规定，已纳入机制电价支持范围但尚未并网的风电项目，可分两批实施并网，且整体并网截止时间统一延期半年；同时，对项目容量变更、建设进度调整等情形也提出了相应处理原则。该政策旨在统筹新能源项目建设节奏与电力系统消纳能力，缓解因审批、施工或并网条件限制导致的项目滞后问题，保障机制电价政策平稳落地。文件适用于按山东新能源机制电价政策申报并获确认的风电项目，不涉及光伏及其他类型电源。
