2026年9月份广东电网企业代理购电工商业用户电价出炉

赣发改价管〔2026〕512号江西省增量新能源机制电价竞价细则修订版解读，工商业分布式光伏保留竞价资格，详解60%边际入选门槛、取消履约保函、四可并网要求、延期处罚规则，附申报策略与省际对比，完整版报告扫码获取。

2026年7月，广东省新增备案光伏项目7941个，总容量2256.93MW，总投资超82.58亿元，其中工商业光伏项目2322个、容量约2256.93MW中的主要组成部分（原文未单列工商业总容量，但结合上下文及标题“备案2.26GW”可推知该数值即指工商业部分），投资达34.34亿元。项目分布高度集中，东莞、中山备案数量均超200项；装机容量前三为东莞（137.03MW）、佛山（92.02MW）、湛江（86.34MW），合计占当月工商业总量的31.51%。单体最大项目为中建科工承建的湛江钢铁三期分布式光伏项目，装机28.85MW，全部自发自用。参与企业共1343家，涵盖国企与民企；东莞泰合惠晟新能源备案项目最多（91个），阳江市绿能新能源投资额最高（1.2亿元）。

本文介绍了《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则（修订版）》的核心内容，聚焦工商业光伏等新增新能源项目的电价形成机制。细则明确，自2025年6月1日起投产的集中式与分布式风电、光伏项目（不含已明确电价的竞争性配置项目），须通过省级竞价平台参与机制电价竞争；其中，分布式项目可由聚合商统一代理参竞。竞价按技术类型分类组织，采用边际出清方式确定统一机制电价，并设定申报充足率下限以保障充分竞争。机制电量规模综合考虑装机容量、利用小时数及消纳责任权重等因素动态核定，单个项目电量上限与实际并网容量、厂用电率及历史平均利用水平挂钩。机制电价执行期限依据投资回收周期设定，起始时间自项目全容量并网次月起算。细则还明确了资质审核、流程公示、履约考核、信用管理及争议处理等保障机制，自2026年9月19日起施行。（199字）

安徽省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，2027 年起工商业分布式光伏不再纳入机制电价范围，详解风光统一竞价、履约保函规则、聚合商门槛、边际出清机制，附项目收益影响与应对方案，完整版报告扫码获取。

2026年6月，广东省新增备案光伏项目6877个，总容量2178.31MW，总投资超85.03亿元，其中工商业光伏项目1505个，容量占比突出，总投资达30.38亿元。项目主要集中在东莞、佛山、中山、惠州、广州五市，备案数量均超100项；按容量排序，东莞（163.86MW）、珠海（142.51MW）、佛山（87.38MW）位列前三，合计占当月工商业光伏总容量的42.67%。单体规模最大的是华能东莞燃机热电公司在珠海斗门区投资3亿元建设的100MW分布式光伏项目，采用“自发自用、余电上网”模式。参与企业共1201家，涵盖华能等国企及维初新能源等民企；江门维初新能源备案项目最多（18个），华能东莞燃机热电投资额居首（3亿元）。

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）

本文解析2026年7月全国电网企业代理购电价格变化，聚焦三大结构性趋势：一是浙江实施新版分时电价政策后，尖峰与低谷价差缩窄至0.7867元/千瓦时，同比降幅达21.45%，直接影响工商业储能套利空间；二是系统运行费普遍上涨，除内蒙古东部外，17个地区同比翻倍，安徽、青海涨幅分别达118%和881%，显著抬高储能充电成本；三是区域电价分化加剧，西北地区（如新疆、甘肃、陕西）代购电价大幅下降，而东南地区（如广东、湖南、上海）峰谷价差仍维持高位甚至上升，其中上海同比暴涨126%。文章还简要提及江西、湖北（含武汉V2G试点）、四川等地特殊政策及1192号文相关负荷率数据，为光伏、储能及售电行业提供实证参考。

本文通报了蒙西电网2026年110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率测算结果，为64.41%。该数据系依据国家发展改革委、国家能源局《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）及内蒙古自治区发改委、能源局《关于落实新能源就近消纳价格机制有关事项的通知》（内发改价费字〔2026〕534号）的相关要求，由内蒙古电力（集团）有限责任公司开展测算后形成，并已正式上报内蒙古自治区发展改革委。该负荷率指标是支撑新能源就近消纳价格机制落地的重要基础参数，用于指导两部制电价中基本电费的核定与优化，旨在提升电力系统运行效率，促进可再生能源高效利用。（199字）

浙江省发展改革委、省能源局于2026年5月28日发布《关于优化工商业分时电价政策有关事项的通知》（浙发改价格〔2026〕112号），明确自2026年7月1日起实施新版工商业分时电价政策。新政优化了峰谷时段划分，取消春秋季早高峰，延长并强化夏冬季晚高峰与尖峰时段；调整计价基数，仅上网电价、上网环节线损费用和系统运行费用参与分时浮动，输配电价及政府性基金附加不再浮动；峰谷价比调整为尖峰:高峰:平段:低谷:深谷＝2.05∶1.85∶1∶0.4∶0.2。政策覆盖全体工商业用户，大工业用户须全年执行，一般工商业用户可自主选择且一年内不得变更。