广西发布了2027年新能源机制电价竞价规则，收紧申报条件，此时现货市场价格跌破预期且机制电价触及上限。

9月1日，广西壮族自治区发展和改革委员会与自治区能源局联合发布两份文件，正式敲定2027年增量可再生能源项目机制电价的竞价规则。

继新疆、甘肃和黑龙江之后，这一华南主要风电光伏大省也全面进入了2027年机制电价的竞争竞价格局。就在四个月前，广西完成了2025–2026年的竞价周期，确立了风电0.355元/千瓦时、光伏0.31元/千瓦时的机制电价。当时竞争异常激烈，7,467个光伏项目争夺19.42亿千瓦时的配额。随着新政策的生效，监管框架进一步收紧。

与此同时，广西电力市场正面临令人清醒的数据：2026年第一季度，146家售电公司 collectively 报告亏损总额达6.45亿元人民币，平均每家公司亏损442万元。

这并非巧合。售电公司此前集体押注现货价格下跌，却因中东地缘政治局势升级而措手不及。与此同时，可再生能源开发商正利用机制电价构建财务安全网。两种策略，两个方向，在同一市场中运作——广西正成为中国 ongoing 电力市场改革中最复杂且最具揭示性的案例研究之一。

时间快进到2026年初。广西的售电公司做出了一个在当时看来高度理性的决定。在过去三年中，电价持续呈下降趋势。可再生能源装机容量的快速扩张以及煤炭价格的下跌推动现货价格单边下行。部分广西售电公司预测，2026年的现货价格可能低至0.09元/千瓦时。基于这一预测，他们以0.26元/千瓦时的固定年度零售电价锁定了大量客户。其从电厂采购电力的批发成本为0.32元/千瓦时，导致立即出现每千瓦时0.06元的账面亏损。

他们唯一的希望在于足够便宜的现货市场。在中长期合同与现货交易各占50%的比例下，现货价格需降至0.20元/千瓦时以下才能盈亏平衡。这并非孤立观点。整个广西售电市场都在押注同一轨迹：价格持续下跌。零售电价被压缩至每兆瓦时约200元人民币，吸引了新一波进入者浪潮。

然而，2026年2月下旬，霍尔木兹海峡局势升级。中东突发军事冲突引发全球原油和天然气价格飙升。鉴于南方地区对燃气发电的高度依赖，燃气成本随之激增。电力现货价格迅速从约300元/兆瓦时攀升至500至600元/兆瓦时之间。此前签订的超低零售合同瞬间变为有毒资产，而 wholesale 采购成本全面飙升。售电公司发现自己被困在固定的销售价格和 soaring 的采购成本之间。截至第一季度末，这146家公司累计亏损6.45亿元。那家曾预测现货价格将跌至0.09元/千瓦时的公司，反而在1月至3月间面临日均现货均价在0.238至0.284元/千瓦时之间的局面——差距接近一倍。单一的地缘政治冲击暴露了整个行业的误判。

当售电公司押注价格下跌时，可再生能源企业实际上是在押注价格稳定——或者说，是利用机制电价锁定不跌的底限。2026年1月，广西2025–2026年机制电价竞价结果公布。90个风电项目以0.355元/千瓦时的机制电价入选，略低于0.36元/千瓦时的上限。7,467个光伏项目以0.31元/千瓦时的价格获得资格，距离上限仅剩5分钱。这些费率在全国范围内相对较高——相比之下，甘肃风电为0.244元/千瓦时，新疆光伏为0.259元/千瓦时。然而，广西的风光资源禀赋和电网接入环境与西北地区存在根本差异。陆上风电属于四类资源区，全生命周期合理利用小时目标为36,000小时；光伏属于三类资源区，为22,000小时。此外，水、风、光、储之间的竞争加剧了压力。光伏发电高峰正值中午，此时水电出力最高，导致现货市场压力显著大于西北地区。

桂冠电力桂冠业务部运营的淮河光伏天堂项目是一个典型例子。在7,467个光伏项目争夺19.42亿千瓦时机制配额的竞争中，竞争激烈程度可见一斑。该项目以0.31元/千瓦时的报价成功获得了80%的机制分配额度。80%是广西法规规定的每个项目的最大申请限额。开发商将其最大化，设定执行期为12年。项目团队将成功归因于“精准的市场评估、科学的定价策略和高效的协同执行”。同样，大庆油田电力公司在钦州浦北县的100兆瓦安石风电项目也以0.355元/千瓦时的价格获得了最大的80%机制分配。

为什么要最大化分配额度？因为剩余的电力必须进入现货市场销售。鉴于现货市场近期的表现，售电公司支付的6.45亿元教训不言而喻。可再生能源开发商正在计算不同的账目：机制分配的电力保证了12年的基准。即使现货价格暴跌至几分钱，80%的分配量仍受保护在0.31或0.355元/千瓦时。这里的关键指标不是能赚取多少利润，而是能避免多少损失。随着现货市场波动加剧，避免亏损已成为核心竞争优势。

9月1日发布的新2027年政策进一步收紧了监管螺丝。风电和光伏的竞价范围统一调整为上限0.36元/千瓦时，下限0.15元/千瓦时。表面上与2026年相同，但细则却讲述了不同的故事。对于集中式风电，机制分配按1,811小时 × (1 − 2.83%厂用电率) × 80%计算。对于集中式光伏，则为936小时 × (1 − 2.21%厂用电率) × 80%。与2026年的1,831和963小时相比，利用小时数有所减少。对于装机容量相同的项目，符合条件的机制电量配额正在缩减。

一般工商业分布式光伏以及大型工商业分布式光伏已被明确排除在外。山东、河南、江西和安徽已实施类似政策。工商业分布式光伏的安全垫正在被系统性撤除。此外，设定了120%的最小充裕率。参与项目必须申报至少120%的机制电量需求；否则将触发该类别总配额的削减。此举旨在防止虚报申报，同时进一步压缩竞价空间。

另一个关键转变：由机制电价产生的绿证收益现在必须转移并与工商业用户共享。确保机制电价的稳定性需要让渡绿证的溢价潜力。之前的双重保险收入结构实际上减半了。

截至2026年5月，广西可再生能源累计装机容量超过6,200万千瓦，占总装机容量的50%以上。非化石燃料发电量占比达到66%。可再生能源已牢固确立其作为广西主要电源的地位。容量越高，消纳压力越大，稳定现货市场价格就越困难。2027年政策中对利用小时数的削减、对分布式项目的排除以及对充裕度阈值的 imposition，都指向同一个约束：消纳空间有限，机制配额有限，规则决定了谁准入、谁出局。

售电公司 incurred 的6.45亿元亏损证明了一件事：在这个市场中，集体押注单一轨迹的成本可能是不可持续的。如果可再生能源企业继续涌入机制电价竞价过程，将价格推至上限，将会引发怎样的反噬？广西的电力市场越来越不像一个政策驱动的系统。售电公司现在必须直接吸收国际油价波动的传导效应。发电商必须在机制分配与现货交易之间寻找平衡。绿证溢价正在被剥离，利用小时目标呈下降趋势。

那些在2026年获得0.355元/千瓦时和0.31元/千瓦时的公司仍有12年的有利条件。但在2027年政策框架下，这些价格能否复制仍不确定。可以肯定的是，依靠直觉计算生存的时代已经结束。