江西新能源竞价出清价反映拥挤度而非真实市场电价。

预见能源获悉，11 月 9 日，国网新能源云公示江西省 2027 年新能源机制电价竞价结果：光伏 26965 个项目获得 29.25 亿度机制电量，出清价 0.352 元 / 度；风电 6 个项目获得约 9.58 亿度，出清价 0.377 元 / 度。

这组数字最容易被读成一条价格信号——光伏量增价跌，风电价格反涨。但这张表回答的其实是另一个问题：谁有资格拿到一份为期十年的价格保障。

0.352 元不是市场给光伏定的价，是 26965 个项目争夺 29.25 亿度机制电量额度时挤出来的差价结算基准。10 月 30 日广东同类竞价更挤：76589 个项目申报 112.36 亿度，争 79.34 亿度机制电量，16224 个未入选。

一个由配额竞争产生的数字，接下来要作为十年差价结算的基准，这个口径是否成立，比它降了几分更值得追问。公示期至 11 月 13 日结束。

这份公示记录的不是价格

是排队人数

公示清单里，风电名单仅有六行，在一页屏幕上就能完整显示，6 个申报主体以央企体系的项目公司为主。

光伏名单则长达两万六千余行，个人业主的条目后面跟着几十兆瓦时的具体电量，代理商名称反复出现；据智汇光伏统计，其中集中式光伏仅 6 个。

两组项目面对的是同一个 0.379 元 / 度的报价上限，结果却一端贴着上限成交、另一端低了 2.7 分。

差别不在风机与组件的转化效率，而在申报主体数量与机制电量规模之比：一边是 6 个申报主体，一边是 26965 个项目，后者大量由聚合商代为报量报价。把 0.352 元读成市场认为光伏只值这个价，等于把名单长度当成了成本曲线。

公示数据还能算出另一组结果：29.25 亿度除以 26965 个项目，平均每个项目约 10.85 万度；上一轮江西光伏 7.4987 亿度对应 2857 个项目，平均约 26.25 万度。

机制电量规模增至近四倍，申报项目数量增至九倍以上，单个项目可锁定的保障电量因此缩水近六成。这里定价的不是供需关系，是拥挤程度。

报低价是规则给出的唯一理性选择

要判断这个价格能说明什么，需要先看清它是怎样产生的。

机制电价并非补贴，而是一份为期十年的价格保障。市场交易均价低于机制电价时由电网补足差额，高于时由发电方退还超出部分，国家发展改革委在答记者问中把这种差价结算方式形容为多退少补。

136 号文规定按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，江西实施细则称之为边际出清。这是市场外差价结算的基准价，不是项目上网电量的统一结算价。

江西这次竞价的参数来自 9 月 20 日印发、9 月 21 日公开的省发展改革委通知：报价上限 0.379 元 / 度，申报充足率下限 120%，不达标时竞价电量规模自动缩减，申报电量和电价提交后自动封存、不得更改，执行期十年。

在这套设计里，报价决定能否入围，机制电价则按入选项目中的最高报价统一确定，单独压低报价并不会减少自己的结算收入。充足率下限与封存规则叠加，按成本如实报价在争取入围时并不占优。

广东同期竞价的报价分布更为直接：报价 250 元 /MWh 及以下的项目贡献了 55.24% 的中标电量，报价恰为下限 200 元 /MWh 的项目占 25.11%，两者都是电量占比。机制电量只覆盖部分上网电量，实际结算电价向机制电价靠拢但并不相等，江西的封存规则不能套用到广东。

至少就机制电量这部分而言，报价与成本、与最终到手收入都拉开了距离，它更多反映的是有多少人想进来。

这个数字不会只停留在公示表里。它是十年差价结算的基准，项目收益测算、下一轮竞价上限、以电费现金流为基础的融资安排，都可能拿它当参照。

一旦被读作市场可接受的价格，越是申报拥挤的省份，报价越低；越低的报价又越容易被其他省份当作参照，下行压力会顺着这个参照传导。价格信号本该反映电的价值，在这里却可能反过来塑造对电的价值判断。

电本身的价值也没有消失，只是不在竞价时段里体现。发改委答记者问写明，光伏发电集中在午间，午间供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰几乎没有发电出力。0.352 元对应的不是光伏不值钱，而是集中在午间的电不值钱。

合约期限同样写在这个价格里。2026 年 1 月公布的英国 AR7 结果首次把部分技术类别的合约期由 15 年延长至 20 年；英国政府最终影响评估的建模估算认为，仅延长合约期一项，可使固定式海上风电执行价下降约 12%，这一估算以拍卖竞争充分为前提。

江西给的是十年，0.352 元里既有 26965 个申报者的拥挤度，也有十年这个参数，唯独没有市场对午间电力的独立定价。

一个要管十年的价格

该不该当市场价用

11 月 6 日，中国人大网公布《可再生能源法（修订草案）》并征求意见。草案不再保留全额保障性收购制度，把市场交易电量的电价交给市场形成，并把可再生能源可持续发展价格结算机制写入法律。

国家能源局党组成员、副局长万劲松两天后在《经济日报》撰文中提出科学评估和优化新能源可持续发展价格结算机制，说明这套安排仍在被检验。

立法方向是把价格交回市场，机制电价更接近稳定预期的政策工具。把一次配额竞价的出清价直接读成市场价，等于把稳定预期的工具读成了市场结论。

真正能改变午间电力价值的项目，并没有参与这次定价。江西省发展改革委那份通知明确，竞价主体不含源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目；冀北 2027 年竞价公告同样把这类项目的上网电量排除在机制电价执行范围之外。

而 11 月 5 日国家能源局公示的 93 个 AI+ 能源拟列入试点项目中，绿电直连、零碳园区、虚拟电厂均在名单之列。江西这次竞价，恰恰把政策鼓励的就近消纳项目排除在主体范围之外。

把中午的电挪到晚高峰、把电就近消纳掉，改变的是电在什么时候、以什么价格被使用；竞价解决的只是谁能拿到十年保障。两件事被写进同一套政策体系，却不在同一张表上。

光伏出清价较上一轮的 0.379 元 / 度下降 2.7 分——这个数值恰与本轮竞价上限相同，但此处比较的是上一轮光伏出清价。

公示期于 11 月 13 日结束，入围项目此后按 10 年期限执行。下一轮竞价在明年，值得关注的不是 0.352 元会再降几分，而是这套机制会不会把竞价出清价与市场交易均价分开统计并公开，以及江西会不会把就近消纳、配套储能的项目纳入下一轮竞价范围。

这两个问题，本次公示都没有回答。

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