青海省2026年新能源增量项目机制电价竞价工作深度解析
一、政策背景与战略定位
改革依据：根据国家发改委《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》及青海省《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（青发改价格规〔2025〕645号），青海省于2025年11月启动2026年新能源增量项目机制电价竞价工作，推动新能源上网电价全面市场化，支撑“双碳”目标与清洁能源产业高地建设。
战略目标：通过市场化竞价机制优化资源配置，降低企业用电成本，吸引绿色产业集聚，促进新能源消纳与产业升级，助力青海从“煤炭大省”向“绿电大省”转型。
二、核心竞价规则与执行细节
主体范围：2025年6月1日-2026年12月31日全容量投产且未纳入机制电价执行范围的新能源项目，涵盖风电、光伏发电（含集中式与分布式/分散式项目）。
电量规模：总机制电量28.59亿千瓦时，其中风电10.44亿千瓦时、光伏18.15亿千瓦时。
竞价限价：
光伏：上限0.2277元/千瓦时，下限0.15元/千瓦时。
风电：上限0.24元/千瓦时，下限0.205元/千瓦时。
执行期限：保障期12年，入选项目自次月1日起执行，未投产项目自实际投产次月1日起执行（首年按月折算）。
申报电量上限：
集中式项目：装机容量（交流侧）×年度发电利用小时数×（1-厂用电率）×40%（风电1509小时、光伏1222小时，厂用电率0.65%/0.49%）。
分布式/分散式项目：装机容量（交流侧）×（1-自发自用电量比例）×年度发电利用小时数×40%（自发自用电量比例13.12%）。
履约保函：未投产项目需提交保函，金额按项目核准装机容量×过去3年平均发电利用小时×过去3年平均上网电价×5%计算。
动态调整机制：
申报充足率：若申报充足率≤130%，机制电量总规模调整为实际有效申报电量总和÷130%。
边际出清：当边际项目出清电量比例≤25%×1÷申报充足率时，该项目结果作废，机制电量扣减，价格调整为次边际项目申报价。
三、配套措施与政策协同
绿电园区建设：结合山西、青海等地绿电园区试点经验，推动源网荷储一体化、增量配电改革，降低园区配电成本，提升绿电消纳能力。
市场化交易：完善中长期、现货及绿色电力交易规则，缩短交易周期，支持多年期购电协议，鼓励新能源与用户直接签约。
差价结算：纳入机制的电量由电网企业按机制电价与市场交易均价差额结算，差价纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊。
产能衔接：存量项目按装机容量等比例分配机制电量，增量项目通过竞价确定电价，保障政策平稳过渡。
四、影响与意义
经济效益：降低企业用电成本，提升新能源项目收益率，吸引绿色产业（如算力、电池产业链、固废综合利用）入驻，推动区域经济绿色转型。
环境效益：促进新能源消纳，减少碳排放，助力零碳园区建设，提升青海能源竞争力。
行业示范：作为全国首个省级新能源市场化竞价案例，为其他地区提供可复制的改革经验，推动全国新能源市场化进程。
挑战与应对：需警惕产能过剩风险，通过技术升级、场景创新（如光伏+建筑、光伏+渔业）及全球化布局提升竞争力；政策需持续优化，如完善绿证交易、碳市场收益机制，强化监管防止恶意竞价。
五、实施进展与未来展望
时间节点：竞价工作于2025年12月15日前完成，结果报省发改委、能源局备案。
长期规划：自2026年起，竞价工作原则上不迟于当年10月底组织，逐步形成常态化市场化机制。
技术支撑：依托增量配电网、虚拟电厂、新型储能等技术，构建综合能源智慧平台，提升园区能源管理效率。
结语：青海省2026年新能源增量项目机制电价竞价工作是新能源市场化改革的关键举措，通过价格信号引导资源配置，推动新能源产业高质量发展，为资源型地区绿色低碳转型提供“青海方案”。未来需持续完善政策体系，强化技术创新与国际合作，巩固新能源产业全球领先地位。
