项目竞价

重庆市发改委于2026年10月30日发布通知，启动2027年度新能源机制电价竞价工作。本次竞价面向2025年6月1日至2027年底全容量并网（或承诺并网）且未参与过机制电价的风电、光伏项目，按电源类型分风电与光伏两类独立组织。机制电量总规模为36.75亿千瓦时，其中风电20.44亿千瓦时、光伏16.31亿千瓦时；单个项目可申报的机制电量比例上限为70%，申报电量需满足130%充足率要求。竞价价格区间设定为0.2—0.39元/千瓦时，执行期为12年。申报上限依据装机容量、近年平均利用小时数（风电2029小时、光伏840小时）、厂用电率或最低自发自用比例等参数计算。相关流程由国网重庆电力组织，最终结果由市级部门联合公布。（199字）

广西电力交易中心于10月27日启动2027年新能源增量项目机制电价竞价工作。本次竞价面向2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网、且此前未纳入机制电价执行范围的风电与光伏项目，要求项目已完成2027年度竞价登记。申报须通过具备售电公司或虚拟电厂资质的竞价代理商进行，委托关系须在2026年10月28日18:00前完成确认。竞价总电量规模为104.2亿千瓦时，其中风电90.2亿千瓦时、光伏14亿千瓦时；两类项目分别组织申报与价格出清，风电竞价时段为2026年10月30日9:00–10:00，光伏为9:00–11:00。

江西省发改委印发《增量新能源项目机制电价竞价实施细则（修订版）》，自2026年9月19日起施行，取代2025年版。该细则在总结首轮竞价实践基础上，围绕容量认定、竞价机制和考核管理三方面优化：一是更实事求是地认定并网容量，允许核准与实际规模存在合理偏差，同时强化企业责任，要求分布式项目全容量并网须满足“四可”条件，并对未投产项目实行承诺制；二是提升竞价科学性，提高边际机组入选门槛至申报电量的60%，剩余电量分配改按申报电量占比而非装机容量占比，并明确风光项目可合并竞价以增强竞争有效性；三是优化考核管理，取消未投产项目履约保函，缩短延期投产处罚周期，改为取消投资方下一年度竞价资格，并新增报价截止后自动封存机制以防控串通风险。细则标志着江西新能源电价市场化改革迈向常态化、精细化新阶段。

福建省于2026年正式启动新能源增量项目市场化竞价工作。本次竞价面向2025年6月1日至2027年12月31日期间已建成或计划建成并网、且未参与过同类机制的新能源项目（不含2025年1月27日前已配置的海上风电项目），允许分布式项目委托代理参与。竞价不区分技术类型，总机制电量规模为83.6亿千瓦时，申报电价区间为160.0—390.0元/兆瓦时，申报充足率为125%，单个项目电量申报上限为90%，执行期为12年。此举旨在落实《福建省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，推动新能源高质量发展。（198字）

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。

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。

2026年浙江新能源增量项目机制电价竞价充足率由120%下调至110%，2026年底启动新一轮竞价，入围门槛放宽，落选率降至约9%。本文深度解读政策调整逻辑、对分布式光伏影响、申报策略及风险提示，附首轮竞价结果与全国多省政策对比，完整版报告扫码获取。

辽宁省发展改革委于2026年9月启动2027年新能源增量项目竞价工作，面向2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网、且未纳入过电价机制的风电与光伏项目。本次竞价总电量规模为53.08亿千瓦时（风电39.56亿、光伏13.52亿），设定申报充足率下限140%、电价上下限分别为0.18—0.3元/千瓦时，执行期统一为12年。集中式与分布式项目分别设定了申报电量上限比例（60%和80%），并明确按“价格优先、时间优先、边际阈值控制”规则出清。通知还对履约保函、申报要求、出清后资格管理及公示安排等作出系统规定，旨在规范推进新能源市场化电价改革。

巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）正式批准，将电池储能系统（BESS）作为太阳能和风电项目参与电力转运竞价的强制性准入条件。该政策适用于总计800MW的可再生能源竞价框架，首期400MW项目要求配套储能的可靠容量不低于风光项目自身可靠容量的10%，对应约40MW/160MWh。此举旨在缓解风光出力波动引发的“鸭子曲线”、系统爬坡压力及弃电问题，支撑电网稳定运行。NEPRA已责成独立系统与市场运营商（ISMO）将配储要求纳入竞价文件。政策与《2025—2035年指导性发电能力扩张规划》相衔接，目标是到2030年实现系统级储能功率达600MW。与此同时，受停电频发和电池成本下降推动，巴国储能需求激增，2025年锂离子电池进口量同比飙升220%至4.6GWh。邻国印度亦拟于2027年起实施同类10%配储要求。

广西发改委与能源局于2026年8月31日发布通知，正式启动2027年新能源增量项目机制电价竞价工作。本次竞价面向2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网、且此前未纳入机制电价范围的集中式风电和光伏项目，明确排除就近消纳项目及各类工商业分布式光伏。竞价电量规模为全区符合条件项目年度预测上网电量的40%，单个项目可申报机制电量不超过其总上网电量的80%。申报电价区间为0.15—0.36元/千瓦时，执行期限统一为12年。竞价按风电、光伏两类分别组织，要求申报充足率不低于120%，由广西电力交易中心具体实施。项目主体自愿参与，分散式及分布式项目可自主或委托代理申报。（199字）