11月20日，山西发改委印发《关于2025年增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》。
本次竞价主体范围为2025年6月1日至2025年12月31日期间投产（全容量并网）的集中式风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏等项目。不含跨省跨区通道配套新能源项目。
机制电量总规模：55.06亿千瓦时（按全年计算，下同），其中：风电14.17亿千瓦时，光伏40.89亿千瓦时。
申报充足率：风电、光伏竞价申报充足率均为120%。
竞价上下限：风电、光伏竞价上限均为0.332元/千瓦时（含税），竞价下限均为0.2元/千瓦时（含税）。
执行期限：风电、光伏机制电价执行期限均为10年。
上限比例：风电、光伏均为80%。
风电项目利用小时数：临汾、吕梁2256小时；朔州、大同、晋中、忻州、运城2177小时；太原、阳泉、长治、晋城1988小时。
光伏项目利用小时数：大同1561小时；朔州、阳泉、吕梁、忻州、长治、运城1423小时；太原、晋中、临汾、晋城1283小时。
文件如下：
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安徽省发改委就《新能源增量项目机制电价竞价实施细则（修订稿）》公开征求意见，核心是收紧工商业分布式光伏参与机制电价的准入窗口。新规明确：2025年6月1日起全容量并网的新能源项目适用该机制；但自2027年1月1日起投产的一般及大型工商业分布式光伏项目，将被排除在机制电价执行范围之外，不再享受差价平衡政策，须全部电量直接参与市场化交易。机制电价通过年度竞价分配保障电量，按“机制电量×（机制电价－市场均价）”结算，实现收益托底与超额返还。修订还优化了申报、电量管控、履约惩戒等配套规则。意见征集截至2026年8月19日，正式实施后将常态化开展年度竞价。地面电站、风电及户用光伏暂不受此限。（199字）
安徽省发展改革委与省能源局联合修订《安徽省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》，旨在深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源高质量发展。本次修订基于2025—2026年工商业光伏等新能源增量项目机制电价竞价实践，对原有细则进行优化完善。核心调整明确：自2027年起，工商业光伏项目将不再享受机制电价政策，全面退出保障性电价支持，转向完全市场化交易。文件现面向社会公开征求意见，时间为2026年7月20日至8月19日，相关单位及公众可通过指定邮箱提交书面建议。附件包含修订后的实施细则全文及统一格式的反馈意见表，以确保意见收集规范、有效。（199字）
本文介绍了国网山东公司发布的2026年6月电力市场运行情况。根据当月《电力市场信息“明白纸”》，风电与光伏发电的机制电价结算参考价分别为356.807元/兆瓦时和149.367元/兆瓦时，均创年内新高。文章聚焦于山东电力现货市场中可再生能源电价的阶段性表现，突出风、光两类电源在该月的结算价格水平及其在年度内的相对高位特征。数据由国网山东公司官方发布，反映当月新能源参与市场交易的实际价格导向，是研判区域新能源消纳、成本传导及市场机制运行的重要参考指标。
本文解读新疆2027年上半年增量新能源项目机制电价竞价结果。本轮光伏机制电价定为0.259元/千瓦时，较2026年的0.15元上涨72.67%，逼近0.262元的上限；风电电价为0.23元/千瓦时，上涨9.52%，均结束此前持续下行趋势。与此同时，机制电量保障规模显著收窄：光伏从67.64亿千瓦时降至32.31亿千瓦时，风电从130.62亿千瓦时降至79.84亿千瓦时；单个项目申报上限比例由80%下调至50%，叠加太阳能年利用小时数调低至1022小时，实际可获保障收益电量大幅减少。值得注意的是，甘肃、云南同期竞价电价也同步上升，反映全国范围内新能源机制电价正从初期“低价抢装”阶段转向基于真实运营成本的理性回归。
国家发改委于7月15日就《能源保供中长期合同管理办法（试行）（公开征求意见稿）》向社会公开征求意见，旨在强化能源产供储销体系，突出中长期合同在能源保供中的基础性作用。文件明确：跨省跨区送电合同须由送、受电双方在落实国家能源战略前提下，遵循“利益共享、风险共担”原则协商定价；尤其强调大型风电光伏基地类跨省跨区项目，在核准前必须先行协商形成送电价格机制。对未签跨省跨区合同的，区分情形处理：已有长期协议的依约执行；无协议的则按国家政策执行。省内合同签约量需满足电力供需基本秩序，签约比例综合考虑上年度发（用）电量、供需形势、新能源消纳及用户用电特性等因素统筹确定。（198字）
川投能源于2026年7月13日发布2026年上半年主要经营数据公告。数据显示，公司整体发电量和上网电量小幅增长，但光伏发电板块表现疲软：控股光伏企业累计发电量1.07亿千瓦时、上网电量1.06亿千瓦时，同比分别下降19.55%和19.70%；平均上网电价为0.411元/千瓦时（含国家补贴），同比下降6.38%。公司解释称，光伏电量下滑主因项目所在区域新能源消纳能力不足；电价下调则受电力市场交易环境变化及区域竞争加剧影响。相较之下，公司水电等其他电源保持稳定，带动总发电量微增0.85%，上网电量微增0.21%，但综合平均上网电价亦同比下降2.52%至0.271元/千瓦时。
本文介绍了新疆2027年上半年机制电价竞价结果的公示情况。根据国网新能源云平台于7月8日发布的公告，光伏项目的机制电价为0.259元/千瓦时，对应机制电量32.31亿千瓦时，共66个项目成功入围；风电项目机制电价为0.23元/千瓦时，机制电量达79.84亿千瓦时，入围项目30个。该竞价结果系新疆电力市场机制电价形成的重要环节，反映了不同类型新能源发电项目在市场化交易中的价格水平与规模分配。公示信息旨在增强电力交易透明度，为后续电力调度、结算及项目运营提供依据。详细项目清单可通过新能源云平台查询获取。
新疆维吾尔自治区于6月30日启动2027年度上半年增量新能源项目机制电价竞价工作。本次竞价涵盖风电和太阳能（含集中式光伏、光热及分布式光伏）两类项目，机制电量总规模分别为79.84亿千瓦时和32.31亿千瓦时。申报规则明确：单个项目机制电量上限按核准容量乘以上年度平均利用小时数（风电1880小时、太阳能1022小时）再乘以50%计算；竞价实行分类报价，风电与太阳能项目均须在0.150—0.262元/千瓦时区间内自主申报电价。该机制旨在通过市场化方式引导新能源项目有序发展，优化电力资源配置。
江苏公布2026年7月电力集中竞价交易结果：本次交易共有233家发电企业（含发电类虚拟电厂）、265家售电公司（含负荷类虚拟电厂）、16家一类用户及国网江苏省电力有限公司参与申报，总申报电量达274.018亿千瓦时。最终221家发电企业、205家售电公司、11家一类用户及电网代理购电用户达成成交，总成交电量78.84亿千瓦时，加权均价为361.98元/兆瓦时（即0.36198元/度）。分电源类型看，光伏以0.33526元/度的加权均价成为报价最低的电源，显著低于火电（0.36247元/度）、风电（0.36314元/度）和核电（0.35156元/度）；虚拟电厂亦参与交易，发电类与负荷类分别成交少量电量。购电侧中，电网代理购电占比最高，达25.898亿千瓦时。
云南 2027 年机制电价首轮竞价深度解读，覆盖：云南三轮机制电价竞价完整数据对比(2025—2027年)、申报量暴增、价格逆势上涨的三种可能解释、云南机制电价在全国30个省份中处于什么位置、机制电价对光伏项目收益测算的实际影响、2027年并网窗口下的项目开发提示等。
6月16日，江西省发展和改革委员会就《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则(修订稿)》公开征求意见。修订稿明确：2027年1月1日及以后投产的、采取自发自用余电上网模式的工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围。索比光伏网对这份征求意见稿进行了逐条拆解，综合政策原文、国家136号文框架、四省政策对比及官方数据，形成这份深度报告，覆盖：*修订稿五大核心条款逐条解析、山东、河南、广西、江西四省政策对比(含河南存量/增量双轨规则详解)、工商业分布式光伏被排除背后的三层政策逻辑、被排除之后是否还有"更值钱的路"——绿电交易的真实账本、2026年抢装窗口期的实操建议与风险提示。
