江西机制电价竞价新规深度解读报告

**机制电价竞价新规深度解读报告

****委员会 ﹒ 2026年6月16日公开征求意见

工商业分布式光伏2027年起告别机制电价"安全垫"

2026年6月16日，**省发展改革委就《**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，对2025年9月底发布的原版细则（赣发改价管〔2025〕719号）作出重要调整。修订稿明确：源网荷储、绿电直连等就近消纳项目，以及2027年1月1日及以后投产的自发自用余电上网模式工商业分布式光伏项目，均不纳入机制电价执行范围。这是继**、**、**之后，**第四个明确将增量工商业分布式光伏排除在机制电价之外的省份。本报告基于政策原文、国家相关文件等，对修订稿进行系统梳理。

**此次修订的核心，是给工商业分布式光伏的机制电价"安全垫"设定了明确的退出日期，同时大幅收紧了竞价入选后的投产约束。这不是孤立事件，而是2025年6月以来**、**、**陆续收紧同类政策后的第四块多米诺骨牌。

四个核心变化：

●源网荷储一体化、绿电直连等就近消纳项目，不再需要参与机制电价竞价——这部分项目本身走的是点对点协商定价路线，无需挤占集中式项目的竞价名额。

●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。文件表述特别限定在"自发自用余电上网模式"，全额上网模式是否同样适用尚未明确写死。

●入选项目须严格按申报时间投产。延迟不超过6个月的，超期部分电量自动失效；超过6个月的，当次竞价结果直接作废，且该项目投资方（追溯至省级主体）3年内不得参与**新能源项目竞价。

●分布式项目全容量并网时须满足"可观、可测、可调、可控"条件，具备在线参与电力系统调节的能力。

说明：本报告核心政策依据为修订稿征求意见公告原文。征求意见反馈截止时间为2026年7月16日，最终正式版本可能在细节上调整，请读者以正式发布版本为准。标书代写

要理解这次修订的分量，得先弄清楚机制电价在**新能源收益体系中扮演的角色。2025年9月30日，**省发展改革委同步印发了三份文件：《**省新能源上网电价市场化改革实施方案》（赣发改价管〔2025〕718号）、《**省增量新能源项目机制电价竞价实施细则》（赣发改价管〔2025〕719号），以及《**省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则》（赣发改价管〔2025〕720号）。这套组合文件的核心逻辑是：新能源上网电量原则上全部进入电力市场，但为了平稳过渡，对部分电量设置"机制电价"——市场价低于机制电价时，由电网按差额补齐，相当于给项目收益上了一道保险。

在原有框架下，存量项目的机制电价统一按**煤电基准价执行（0.4143元/千瓦时），集中式新能源机制电量上限为85%，分布式新能源上限为95%。增量项目的机制电价则通过年度竞价形成。

修订稿延续了原版细则对竞价主体范围的基本界定，明确三类主体可以参与竞价：

●第一类：2025年6月1日及以后投产（即全容量并网）的集中式风电、光伏项目，以及分散式风电、分布式光伏项目，不含已明确电价的竞争性配置项目。

●第二类：竞价公告发布时尚未投产，但经项目建设单位自行评估，可在规定期限内全容量并网的集中式、分布式新能源项目。

●第三类：分布式新能源项目聚合商，其聚合的分布式项目最早投产时间和最晚投产时间间隔不得超过1年——这一限制是为了防止聚合商把不同成本水平、不同投产阶段的项目混在一起申报，扭曲竞价的价格信号。

修订稿新增和明确的排除范围，是本次修订最受关注的内容：

▌ 表1：不纳入机制电价执行范围的三类项目

一个容易被忽略的措辞细节：修订稿用的是"不纳入机制电价执行范围"，不是"禁止建设"或"取消支持"。2027年以后，工商业分布式光伏项目依然可以正常立项、备案、并网，只是余电上网部分的电价不再有竞价形成的保底价格，要直接面对电力市场的真实波动。

原版719号文对投产延迟的处理相对温和，修订稿则明显加码。新规定要求，入选项目须严格按照申报时间实现全容量并网：

●延迟不超过6个月：实际投产日期之前覆盖的电量自动失效——相当于"迟到多久、就少算多久"的电量惩罚。

●延迟超过6个月：当次竞价入选结果直接作废，且该项目投资方（追溯至省级主体）3年内不得参与**新能源项目竞价——这一条把处罚直接绑定到投资方的省级主体资格，而不只是单个项目，杀伤力明显升级。

修订稿明确竞价工作原则上每年10月前组织完成，项目方可据此提前规划申报节奏，不必被动等待临时通知。同时，分布式项目全容量并网时须满足"可观、可测、可调、可控"（"四可"）条件，具备在线参与电力系统调节的能力。过去分布式光伏项目大多只需"管好发电"，现在还要"听电网调度、能灵活响应"，技术门槛明显提高。对能够达标的项目而言，这也意味着未来参与辅助服务市场、获取额外收益的可能性。

在**之前，**、**、**已经明确将增量工商业分布式光伏排除在机制电价之外。**动作最早：2025年8月18日，**省发展改革委、国****办公室、省能源局联合印发《**省新能源机制电价竞价实施细则》，明确2025年6月18日（含）以后投产的一般工商业光伏、2025年6月1日（含）以后投产的大型工商业分布式光伏，除自发自用电量外的上网电量全部进入电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。据行业媒体报道，**方面已在讨论2027年起除自然人户用光伏外、其他类型分布式项目均禁止参与竞价的可能性。**首轮竞价已于2025年完成，光伏出清电价0.225元/千瓦时（入选电量12.48亿千瓦时），风电出清电价0.319元/千瓦时（入选电量59.67亿千瓦时）。

**的政策结构稍微复杂一些，需要把存量项目和增量项目分开看。2025年12月9日，**省发展改革委印发《**省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》：对存量项目（2025年6月1日前投产），**采取差异化机制电量比例——风电、集中式光伏、10千伏及以上并网的分布式光伏比例为80%，扶贫光伏及380伏及以下低压分布式光伏比例为100%，机制电价统一按燃煤基准价0.3779元/千瓦时执行。但对增量项目（2025年6月1日及以后投产），方案及其配套的《**省新能源增量项目机制电价竞价细则》明确：源网荷储一体化、绿电直连、增量配电网等就近消纳项目，以及2025年6月1日（含）以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围——这一条款的时间节点和排除范围，与**的规定基本一致。也就是说，**的"差异化比例"只适用于存量项目，**的工商业分布式光伏同样被排除在机制电价体系之外，与**、**并无本质差异。

**紧随其后：2025年12月23日发布征求意见稿，正式细则依据《**壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（桂发改价费规〔2025〕916号）制定，明确2025年6月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏除自发自用电量外的上网电量全部进入电力市场，不纳入机制电价执行范围，时间节点与**、**一致。竞价登记于2026年1月1日至10日开展，首轮竞价结果已公布：光伏机制电价0.31元/千瓦时，风电机制电价0.355元/千瓦时。

▌ 表2：四省增量工商业分布式光伏排除机制电价政策对比

两个值得注意的差异点：

① 时间窗口更长——**、**、**的节点都卡在2025年6月，**把节点放到了2027年1月，留给市场更长的适应期；

② 限定条件更精确——**的表述特别限定为"自发自用余电上网模式"，而**、**、**的表述未做这一区分。这意味着全额上网模式的工商业分布式光伏在**是否同样被排除，目前的文件表述中没有写死，值得后续持续关注正式文件的定稿。

据行业媒体报道，**也已明确大型工商业分布式光伏不纳入机制电价。把增量工商业分布式光伏排除在机制电价之外，正在从个别省份的探索，演变为一种跨省份的政策共识。

工商业分****电站的盈利结构存在本质差异。分布式项目的收益主要来自"自发自用、余电上网"模式下节省的电费，而非售电收入本身——大部分发电量被项目业主自己消化掉，只有用不完的部分才卖给电网。这意味着分布式项目收益的大头本来就不依赖机制电价兜底，余电上网部分要不要纳入机制电价的保障范围，在政策制定者眼中并非那么紧迫。

自发自用余电上网的分布式光伏，余电几乎全部集中在11点到15点这4个小时上网，这正是光伏出力最猛、同时也是现货市场电价被压得最低的时段。**的负电价经验印证了这一点——负电价时段几乎全部出现在光伏集中出力的中午前后。

问题在于，机制电量的考核是按总量计算，不区分时段。全额上网的光伏项目，全天各时段都有发电量，被动接受的现货均价相对能代表真实的光伏发电均价；但余电上网的项目，电量集中堆积在中午低价时段，被动现货均价被结构性拉低。这种"总量考核、时段错配"的设计，客观上会让余电上网项目在机制电量体系内显得"更不划算"，进而推高整体新能源的场外差价补贴负担。从这个角度看，把余电上网分布式光伏调整出机制电量范围，与其说是"打压"，不如说是在修正一个原本就不太公平的考核口径。

近几年工商业分布式光伏的装机增速明显快于其他类型，大量分布式项目集中接入电网，给配电网的调峰和消纳能力带来持续压力。在这种背景下，政策开始有意识地引导分布式光伏走向"自力更生"，而不是持续依赖机制电价的兜底。

**此次调整，本质上是国家136号文（发改价格〔2025〕136号）确立的"新能源全面参与电力市场交易"**向在地方层面的延伸落地。"先拿工商业分布式开刀，观察市场承接效果"，是多个省份共同选择的渐进式改革路径。

理解这一变化的另一个关键，是国家136号文确立的一条硬规则：机制电量与环境属性收益互斥。也就是说，选择留在机制电量体系内，项目卖的是电能量价值；一旦退出机制电量，项目才有资格转向卖绿电、卖环境价值。被排除出机制电价的余电上网分布式光伏，理论上获得了进入绿电交易市场的资格。

绿证价格近两年确实经历了显著上涨。国家能源局新能源司在2026年4月27日的新闻发布会上披露了精确数据：按电量生产年份甄别，2024年电量绿证均价为1.51元/个，2025年涨至5.71元/个，2026年一季度进一步上涨至7.76元/个，2026年一季度绿证交易均价同比增长达2.17倍。

绿证价格上涨背后有几个明确的需求端推力。一是2025年3****发改委等五部门联合发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，将钢铁、有色、建材、石化、化****数据中心纳入强制消费考核范围；二是**碳市场价格持续走高，2026年5、6月碳价稳定在78—83元/吨区间，环境属性溢价作为碳减排的替代工具，价值有了相对清晰的锚点；三是绿电交易中环境价值与电能量价值分开结算，环境属性价格不纳入峰谷分时电价、不受现货市场短期波动直接影响。

这意味着，余电上网的分布式光伏即便在中午时段面临较低的现货电价，其环境价值部分仍可独立计价、不随现货波动。如果聚合起来参与绿电交易，电能量部分拿现货价格、环境价值部分拿绿证溢价，两者叠加后的综合收益，未必低于此前依赖机制电价的模式——但这一判断目前更多是行业层面的逻辑推演，实际收益高低仍取决于具体项目的电量曲线、绿证市场波动和聚合参与效率，存在不确定性，不宜简单等同于"确定更优"。

从制度设计角度看，机制电价并非长期固**排。增量项目的机制电价通过年度竞价形成，竞价机制本身具有持续压低价格的天然倾向；机制电量的规模也会动态调整，各地消纳责任权重完成得越好，次年纳入机制的电量规模往往随之收缩，且这种收缩是单向的。差价结算费用由全体工商业用户分摊，新能源占比越高，分摊压力越大，这也构成了机制本身收缩的内在动力。

过去工商业分布式光伏的收益测算相对简单：自发自用部分省下的电费，加上余电上网部分的固定电价收入，两者相加即为总收益。2027年以后，余电上网部分不再有机制电价兜底，完全暴露在电力市场和（如选择退出机制、参与绿电交易）绿证价格的双重波动中，收益的确定性明显下降，测算逻辑需要重**立。

修订稿明确，2027年1月1日以后投产的项目才不纳入机制电价。反过来看，2026年底前投产的工商业分布式光伏项目，理论上仍有机会进入机制电价的保障盘子。对正在洽谈、规划中的项目而言，能否在2026年底前完成全容量并网，将直接决定是否赶得上机制电价的"末班车"。

需要提醒的是，"抢装"本身也伴随风险：修订稿同时大幅收紧了投产约束（延迟超6个月即三年禁赛），如果为追赶进度而压缩工程质量管控、仓促并网，反而可能因延期或验收问题付出更高代价。抢装窗口和投产纪律是同一份文件的两面，不能只看其一。

在没有机制电价兜底的情况下，"自发自用"的那部分电量才是真正确定的收益——节省的电费不受市场波动影响。余电上网部分占比越高，暴露在价格波动中的风险敞口就越大。这意味着，未来项目筛选的重心会更多转向：寻找消纳能力强、用电负荷曲线与光伏出力曲线匹配度高的优质工商业屋顶，而非单纯追求装机规模。

单个分布式项目体量小、议价能力有限，但通过聚合商打包统一参与竞价或参与绿电交易，可以在议价能力和风险对冲上获得优势。修订稿专门为聚合商设置了"聚合项目最早与最晚投产时间间隔不超过1年"的规则，既给了操作空间，也压缩了利用时间差套利的余地。在机制电价逐步收紧的背景下，****电厂运营商的角色预计会更加突出。

当余电上网电价不再有保底，提高自发自用比例就成为收益确定性的关键变量。要进一步提高自用比例，储能配置往往是不可或缺的配套手段。分布式光伏与储能结合的模式，可能从过去的"可选项"逐步变为部分场景下的"必选项"，尤其是在用电负荷曲线与光伏出力曲线错配明显的工商业场景。

**、**、**、**之后，其他分布式光伏装机大省效仿的概率较高。面对电网消纳压力和**统一的电力市场化改革要求，分布式光伏占比较高的省份很难长期维持机制电价对增量工商业分布式的全面覆盖。

目前多数省份对户用分布式光伏仍保留一定的机制电量比例，作为政策保护的"最后一块拼图"。但据行业媒体报道，**已经在讨论2027年起除自然人户用光伏外、其他类型分布式项目均禁止参与竞价的可能性。这个口子一旦打开，户用光伏的政策"豁免"能维持多久，目前还难以判断。

值得注意的是，源网荷储一体化项目、绿电直连项目与余电上网工商业分布式光伏被同时排除在机制电价之外，背后是同一个政策逻辑——以荷定源。政策正在从多个方向引导新能源项目主动与负荷绑定，从"先建电站、再找消纳"转向"先确定用户、再配置电源"。一个工商业屋顶光伏项目，楼下就是现成的负荷，自用部分天然符合以荷定源的逻辑，余电聚合后参与绿电交易则是"就近消纳"理念的延伸应用，****电厂和聚合商模式的核心切入点。

**此次修订稿目前仍在征求意见阶段（反馈截止时间为2026年7月16日），最终正式版本在具体条款上可能仍有调整空间。但从**、**、**、**四省的共同方向看，增量工商业分布式光伏走向全面市场化已是较为清晰的趋势，剩下的更多是节奏和细节上的差异。对行业从业者而言，与其纠结于"政策是否**"，更现实的态度是提前重新测算项目账本、评估自身在新规则下的真实竞争力。标书代写

●本报告由索比光伏网（SolarBe.com）制作，如需转载请注明来源。