上证报中国证券网讯（记者于祥明）12月12日，四川首轮增量新能源机制电价竞价结果公示，共13996个新能源项目入围。其中，光伏竞价项目，机制电量规模41.4亿千瓦时，机制电价水平373元/兆瓦时，项目13980个。风电竞价项目：机制电量规模8.8亿千瓦时，机制电价水平393元/兆瓦时，项目16个。这标志着作为我国清洁能源大省的四川，首轮新能源“竞价上网”结果出炉，颇具风向标意义——新能源产业深度市场化迈出“关键一步”。
记者注意到，今年2月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，从“政策驱动”转向“市场驱动”，新能源上网电量将全面进入电力市场，由此对电力行业带来深远影响。此次，四川首轮增量新能源机制电价竞价正是一次有益的地方实践。
行业内人士普遍认为，此次四川风电0.393元/千瓦时、光伏0.373元/千瓦时的机制电价水平，不仅是一组数字，更是四川乃至全国新能源产业步入市场化的“关键一步”，其意义非常突出。
其一，从机制来看，这是从“固定补贴”到“市场竞争”的范式转换。此次竞价的核心在于“机制电价”，它标志着四川新能源电价形成机制，正从过去由政府定价或固定补贴的模式，转向由市场供需和项目成本决定。
此次竞价范围限定在2025年6月至2026年底投产的项目，为新增产能设定了明确的市场化路径。这既给了投资者清晰的预期，也避免了政策“一刀切”对存量项目的冲击。同时，通过市场竞争形成的电价，能更真实地反映当前四川风光项目的实际成本与收益边界，为后续投资决策、电网规划提供了“数据锚点”。
再者，此次机制电价的风电价格为（0.393元/千瓦时）与光伏（0.373元/千瓦时）出现2分钱的价差，这一细微差距背后可以说是风电和光伏两类技术路线的市场“竞赛”。一方面，光伏组件价格近年来持续走低，系统集成度提高，在四川部分光照资源较好、建设条件便利的区域，其平准化度电成本已具备较强竞争力，0.373元/千瓦时的价格，已逼近甚至低于四川的工商业目录电价，经济性驱动力显著。
而四川风电资源多集中于凉山、甘孜等山区，开发难度大，道路、基础建设等非技术成本较高。同时，风电设备大型化虽降本，但运输与吊装挑战突出。0.393元/千瓦时的电价，客观反映了当前四川复杂地形下风电开发的实际成本门槛。
由此可见，风电与光伏约2分钱的价差，将会引导投资者更理性地按资源禀赋布局不同类型的电力。
另外，本次竞价结果显示，风电项目全部为集中式，且电量规模达8.8亿千瓦时，就这显示出当前四川新能源增量主力仍在于集中式开发。
总的来看，四川首轮新能源竞价，开启了由市场决定能源价值的新篇章。0.393元/千瓦时与0.373元/千瓦时的价格，不仅是当前技术经济条件下的平衡点，更是全产业链降本增效、以市场化手段优化资源配置的“关键一步”。对于投资者而言，“四川样本”需重新校准投资模型，将“政策依赖”思维转为“市场竞争力”思维，可以说，四川的探索，将为全国新能源电力市场化改革提供重要的样本参考。
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