惊！电价暴涨72.6%

2026年的盛夏，对于新能源行业而言，心情颇为复杂。

一边是众多光伏上市公司半年报预告里触目惊心的亏损数字，另一边是，甘肃、新疆、云南、黑龙江四省陆续公布的2027上半年机制电价竞价的结果，全线飘红。

这轮市场化改革落地一年后的首次反转，并非简单的市场供需调节，而是在全面入市阵痛期后，市场调整修复和行业理性回归的深层变革，也标志着新能源电站投资正艰难地从价格屠场回归到理性牌桌。

PART.01

2027年竞价告别价格厮杀，分化中回暖

在此之前，行业深陷不计成本的价格踩踏，央国企风光项目大面积亏损、新增投资近乎停滞，行业一度陷入建得多，亏得多的困境。

进入2026年，已完成2027年上半年机制电价竞价的四个省份，结果呈现出鲜明的集体触底反弹态势。

作为2027年机制电价竞价开启的第一个省份甘肃，5月出清的增量风光项目，摒弃了之前统一竞价模式，改为风光单独竞价，最终都是以机制电价上限价格0.2447元/度出清，和去年同期相比涨幅25%，而入围的项目数量也增加34.8%，这与2025年几乎所有企业按最低下限申报，最终只能等比例出清17%-33%电量的惨状形成了鲜明的对比。

对于2026年光伏机制电价全国最低的省份新疆来说，2027年上半年的机制竞价堪称是一场从超低价到暴涨的极端演绎。

新疆光伏从2026年令人咋舌的0.15元/度的价格，强势反弹到0.259元/度，涨幅高达72.6%，此番价格上涨，核心驱动是前期价格过低，存量项目亏损严重，再叠加机制电量供给收缩，从而带来的价格修复。

这一组组的数据，宣告了之前行业普遍存在的以价换量非理性竞争阶段的终结，报价逻辑正在发生根本性转变，从为保机制电价下限不择手段转向为为保项目基本收益理性报价。

PART.02

涨价的背后亏损已是不可承受之重

探究这一轮电价上行的核心驱动力，绝不是政策单方面的激励，而是发电主体经营压力逼近到了临界点后的一种自我救赎。

136号文全面落地后，市场化交易比例的提升直接撕开了过去保障性收购的安全网。

2026年上半年，能源央国企上市公司的业绩一片惨淡，三峡能源上半年业绩预告，净利润10.45-12.95亿元，同比下降66%-73%。

三峡能源在业绩预告中解释，风光资源下降、部分地区消纳形势变化导致上网电量不及预期，以及市场化交易比例提高、交易价格波动拉低平均上网电价。

多数发电央国企尚未披露2026年上半年业绩预告，但从一季度经营数据不难看出，盈利压力正在向全行业传导。

在净利润下降近乎腰斩的严峻形势下，能源央国企项目IRR预期也是一降再降，新能源项目的收益率门槛从昔日8%的基准线，跌落至今年各大企业普遍接受的6%-6.5%，也凸显出了行业整体盈利空间的急剧收窄。

当存量资产成为烫手山芋，新增投资模型无法通过投决会时，央国企作为投资主力，不得不放弃过去抢并网锁价的策略，转而利用机制电价竞价的窗口期，为新增项目争取更高的风险冗余空间。

0.15元/度的电价意味着建成即亏损，这也倒逼投资商在2027年竞价中开始算账，而非仅仅算准入账。

过去一年央国企光伏投资近乎暂停，市场新增项目规模大幅收缩，形成了阶段性供需平衡。

在电价持续下行、投决无法通过的背景下，多数企业暂缓风光新项目备案、开发，市场待竞价的项目数量减少，所以在一定程度上减缓了竞争压力。

对比2025年大批企业扎堆竞价、不惜亏本拿项目的局面，2027年竞价市场供需关系缓和许多，投资方不再被动内卷，拥有了充足的议价空间；所以，报价也回归理性。

PART.03

一场有条件的“胜利”电量缩水了

尽管电价的数字令人振奋，但是需要清醒地看到硬币的另一面，机制电量保障比例正在系统性的下调，这也是这一轮涨价背后最大的变量。

新疆在此次竞价中，单体项目机制电量申报比例从2026年的80%骤降到2027年的50%，而且，光伏有效利用小时数从1082小时降至1022小时。

黑龙江虽然此次竞价只有风电，但是风电项目的机制电价保障上限由85%下调至60%。

由此可以看出，即便拿到了更高的机制电价，能够享受兜底价格的电量规模却大幅缩水。

电站的综合收益并非由单一的电价决定，而是机制电量、市场化电量两套价格体系共同构成的复合结果。

以新疆光伏为例，虽然电价涨了0.109元/度，但保障电量比例减少了30%。若剩余电量在现货市场以低于0.1元/度的价格成交，整体收益未必能实现等比例涨幅，甚至可能因市场化部分电量的亏损而吞噬掉机制电价的红利。

这种电价抬升，电量下降的逆向调控，清晰地传递出一个信号，那就是机制电价只是过渡期的救生圈，核心仍然是倒逼新能源电量更大比例参与市场化交易，让新能源在波动的海洋中学会游泳。

PART.04

机制电价从“普惠”到“例外”

此番电价上涨是否意味着新能源投资全线回暖？答案肯定不是，四个省份的行情存在明显的区域分化。

甘肃这次的机制电价竞价的逻辑，就是要做大蛋糕，机制电量规模从两批次的8.3亿、15.2亿千瓦时，一举提升到30亿千瓦时，可以分配的额度大幅提高，所以竞争烈度自然也就下降了，报价向上限靠拢，这是典型的扩量稳价。

再看新疆，本轮机制电量总规模不增反降，叠加上一轮竞价形成的超低价案例，深刻影响投资商预期，市场参与意愿回落。

本轮电价上行、保障电量收缩，本质是市场依靠量价重构，修复此前低价竞争造成的供需失衡。

值得注意的是，除了目前已竞价的四个省份外，近期，安徽、江西也先后发布政策征求意见稿，明确规定，源网荷储、绿电直连就近消纳项目以及2027年1月1日及以后投产一般工商业、大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围。

而此前，山东、河南、广西也已经明确新增工商业分布式光伏项目不再纳入机制电价

由此可见，机制电价作为市场化过度的工具，正在从普遍托底转向精准例外，对行业而言，“拐棍”正在逐步抽离，所有投资决策必须直面现货市场的价格波动。

2027年或将是一个分水岭，在那之后投产的新能源项目，赌的是技术和成本，而不是政策保护。

PART.05

电价上涨≠项目收益增加 警惕三大变量

市场普遍将机制电价上涨解读为行业实质性的利好，但是需要看到的是，多地同步下调机制电量保障比例、消纳约束持续收紧、市场化电价波动三大变量，正在持续稀释电价上涨带来的利润增量，投资主体需警惕收益误判风险。

机制电量保障比例全线压缩，兜底规模大幅缩水，新疆风光下降50%、黑龙江风电降至60%，意味着项目仅有一半左右电量可享受保底机制电价，剩余电量全部参与现货、中长期交易。

若现货市场午间光伏出力集中、电价持续走低，市场化电量亏损完全可能吞噬机制电价上涨增加的利润，项目整体收益未必实现扩张。

另外，弃风弃光风险持续存在，机制电量无法全额兑现。机制电量核算以实际上网电量为基数，限电、通道阻塞产生的弃风弃光电量不计入保障范围。

2025年全国光伏弃电率6.6%，2026年一季度西北部分省份利用率进一步下滑，即便是项目拥有50%机制保障比例，若限电率超过10%，实际兑现的保底电量将会再度缩水，电价上涨的红利也会衰减。

还要注意的是，机制电价政策的动态调整，不存在长期稳定预期，本轮竞价仅针对2027年上半年投产项目，各省每年动态调整机制电量规模、报价上下限、保障比例，后续批次政策存在持续收紧可能性。投资方若简单以本次电价涨幅线性测算未来十年收益，极易出现投决测算偏差，低估长期市场化波动风险。

PART.06

结   语

2027年四省机制电价的暴涨，只是新能源市场化改革阵痛后的阶段性修复信号，暂时止住了投资信心的滑坡，为后续项目测算提供了相对明确的锚点。

然而，72.6%的电价暴涨背后，是保障电量30%的缩水，更是对行业过去“重开发、轻运营”模式的无声控诉。

告别非理性低价竞争只是第一步，中国新能源的下半场，将是在市场化电价波动的惊涛骇浪中，通过技术降本、精准预测、灵活交易和精细运营来真正实现高质量发展的新赛程。

对于投资者而言，牌桌上的规则已经变了，能看懂“电价与电量”的组合牌，才算拿到了新时代的入场券。