随着136号文正式落地，新能源行业全面迈入“机制电价+现货交易”的双轨运营时代。近日，全国各省市新能源上网电价统计数据新鲜出炉，低、中、高三大电价区域格局清晰呈现，区域分化加剧的同时，项目收益逻辑也迎来关键转变。对于新能源企业而言，读懂这份电价地图，便是掌握了布局决策的核心密码。
三大电价区域出炉，资源与需求定生死
此次电价分级以0.25元/kWh和0.35元/kWh为关键节点，形成了鲜明的区域梯度分布，背后是资源禀赋、供需关系与建设成本的多重博弈。
低电价区域（≤0.25元/kWh）：西北+东北、山东的成本优势区
该区域集中了甘肃、新疆、青海等西北新能源资源富集地，以及黑龙江、山东两省。核心竞争力源于得天独厚的自然条件——西北沙漠、戈壁、荒漠地区太阳能、风能资源充足，新能源装机规模遥遥领先，直接拉低了发电成本。同时，这些地区电力消纳以新能源为主，电价形成以成本为核心导向，造就了全国最低的电价水平。数据显示，新疆风电增量机制电价低至0.15759元/kWh，甘肃光伏存量机制电价仅0.1954元/kWh，成本优势让该区域成为规模化新能源项目的优选之地。
中电价区域（0.25-0.35元/kWh）：华北、东北、华中的均衡地带
华北、东北、华中多数省份归入这一区间，包括吉林、宁夏、天津、河北南网、山西、辽宁、江西、湖北、河南等。这里的新能源资源禀赋中等，电力供需相对平衡，且市场化机制成熟，电价制定兼顾了发电成本与消纳需求。值得注意的是，该区域光伏与风电电价差异较小，辽宁、河南、宁夏等省份甚至实现了两者电价完全一致，为投资者提供了更稳定的预期。以辽宁为例，其光伏和风电增量机制电价均为0.33元/kWh，河北南网光伏存量机制电价0.3344元/kWh，风电增量机制电价0.332元/kWh，价格波动区间狭窄。
高电价区域（≥0.35元/kWh）：经济发达与特殊地形的价值高地
高电价区域主要分为两类：一类是北京、上海、浙江、江苏、广东等经济发达省市，另一类是海南、四川、重庆、陕西等消纳条件特殊的区域。华东、华南地区经济活跃，电力需求旺盛，支撑了高电价水平；而海南的岛屿地形、四川和重庆的山地地形，导致新能源装机分散，建设成本偏高，间接推高了电价。数据显示，北京光伏机制电价0.3598元/kWh，上海风电与光伏增量机制电价均达0.4155元/kWh，海南风电机制电价0.3998元/kWh，高电价背后是强劲的市场需求与特殊的建设成本支撑。机制电量比例分化，现货能力成收益关键
除了电价水平的区域差异，各省新能源机制电量参与比例也呈现显著分化。多数省份风光机制电量比例集中在70%-90%，而北京统一竞价比例高达100%，2026年新疆的机制电量比例也将迎来调整。更值得关注的是，部分省份风电与光伏机制电量占比出现分化，这种差异与区域新能源资源禀赋、市场化程度高度适配。
随着双轨运营模式的全面推行，新能源项目的收益结构发生了根本性变化：机制电量通过分类竞价锁定基础收益，剩余电量则全量进入现货市场。在差价结算机制的作用下，区域电价分化不断加剧，现货市场的参与能力已成为决定项目最终收益的核心变量。这意味着，企业未来不仅要关注静态的机制电价水平，更要提升在现货市场的运营能力，才能在差异化的市场环境中实现收益最大化。
行业启示：精准布局，拥抱双轨生态
全国新能源电价的区域分化格局，为行业投资与布局提供了清晰指引。对于追求规模效应、控制成本的企业，西北低电价区域的规模化项目仍具吸引力；对于看重稳定收益、市场化程度的投资者，中电价区域的均衡优势值得关注；而高电价区域虽成本较高，但强劲的需求与价值空间，适合具备技术优势和现货运营能力的企业深耕。
双轨时代的到来，标志着新能源行业从“资源驱动”向“市场与资源双驱动”转型。企业需紧密跟踪各省市电价政策与现货市场动态，结合自身优势精准布局，同时提升现货交易、差价结算的运营能力，才能在日益分化的市场中站稳脚跟，把握新能源行业高质量发展的新机遇。
