改的是中长期总量科目：2030 年风光总装机 28 亿千瓦以上、装机占比超 50%、年发电量占比 30%；三北基地新增 3.7 亿千瓦、海上风电新增开工 1 亿千瓦、分布式新能源新增 3 亿千瓦以上。量级方向：空间不减，但增量落到哪儿由电网承载与本地消纳决定。
来源：国家发展改革委、国家能源局《可再生能源发展“十五五”规划》（2026-09 印发）；中国石油新闻中心解读 2026-09-23改的是省级机制电价参数：机制电量总规模 40.80 亿千瓦时（风 11.55 / 光 29.25），较上一轮 30.97 亿千瓦时 +31.7%；单个项目比例上限由 65% 提到 75%；竞价区间 0.24–0.379 元/千瓦时（风电与光伏同上下限）；执行期 10 年。量级方向：电量盘子放大、单价天花板没动。
来源：江西省发展改革委《关于 2026 年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》（2026-09-21 发布）改的是竞价主体范围（川发改价格函〔2026〕409 号，2026-09-21）：2027 年起已投产未纳入机制执行范围、及竞价年度预计投产的增量自然人分布式光伏纳入竞价。量级方向：分布式供给端涌入，出清价下行压力加大。
来源：四川省发展改革委、四川省能源局《关于做好 2027 年度新能源机制电量电价竞价准备工作的通知》吉林（征求意见稿）：批复后 6 个月未开工 / 12 个月未投产即自动废止、间隔回收，投运前不得变更投资主体，优先 4 小时及以上长时，2026Q4 500kV 剩余建议接入规模 2600MW、可用间隔 76 个。陕西（09-20）：推荐接入容量 757 万千瓦，享容量电价项目建成后三年内不得转让或变更股权，备案 2 年未入省级项目清单即作废。量级方向：储能的“能不能建”与“能不能退”同时变成制度变量。
来源：吉林省能源局《进一步规范电网侧独立新型储能项目管理有关事项的通知（征求意见稿）》；陕西省发展改革委《关于做好新型储能项目管理工作的通知》（2026-09-20）改的是结算规则科目：自 2026-09-30 起福建电力现货市场转入正式运行（前 9 个：山西、山东、广东、甘肃、蒙西、湖北、浙江、河北南网、安徽）。量级方向：福建风光储收入曲线从试运行口径切到正式结算口径，需按正式规则重算。
来源：福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室（2026-09-21）| 政策 / 发文单位 | 改了哪个参数 | 量级方向 | 芯烨研判（一句话） |
|---|---|---|---|
| 《可再生能源发展“十五五”规划》 国家发展改革委、国家能源局 · 2026-09 | 中长期装机总量与结构科目 | 2030 风光 28 亿千瓦↑、占比 >50%；三北基地 +3.7 亿千瓦；海上风电开工 +1 亿千瓦；分布式 +3 亿千瓦 | 不改写任何单项目 IRR，改写的是“去哪儿找增量”：基地与本地自用并重，接入与消纳进入前置条件。 |
| 江西 2026 年机制电价竞价 江西省发展改革委 · 2026-09-21 | 机制电量规模 / 比例上限 / 竞价区间 | 40.80 亿千瓦时（+31.7%）；比例上限 65%→75%；0.24–0.379 元/千瓦时，执行期 10 年 | 盘子扩大但天花板未动，出清占比（非申报充足率）仍是江西项目的生死线。 |
| 四川 2027 年度竞价准备通知 四川省发展改革委、能源局 · 2026-09-21 | 竞价主体范围 | 自然人分布式光伏首次纳入（2027 年度起） | 四川 2026 实际出清光伏 0.373 元/千瓦时高于模拟 0.285，说明模拟价不可当参考；主体扩容后竞争只会更细。 |
| 吉林电网侧独立储能规范（征求意见稿） 吉林省能源局 · 2026-09 | 并网可达性 / 投资主体稳定性 | 6 个月未开工或 12 个月未投产批复作废；投运前不得变更投资主体；优先 4h+；Q4 剩余接入 2600MW / 间隔 76 | 把“并网指标”变成硬稀缺资源，任何吉林储能 IRR 都要先打可达性折价再谈收益。 |
| 陕西新型储能项目管理通知 陕西省发展改革委 · 2026-09-20 | 资产退出与转让限制 | 享容量电价项目建成后 3 年内不得转让/变更股权；备案 2 年未入省级项目清单作废；推荐接入 757 万千瓦 | 容量电价资产被制度性锁定 3 年，退出端估值必须加“锁定期折价”，否则 IRR 是纸面数字。 |
| 福建电力现货转正式运行 福建省发展改革委、福建能监办 · 2026-09-21 | 现货结算规则状态 | 2026-09-30 起正式运行，全国第 10 个 | 试运行价差不再可靠，福建储能套利与风电收入需按正式规则重跑 8760。 |
| 国家能源局 2026 年能源领域行业标准制定计划 国家能源局 · 2026-09-22 | 工程标准（造价与验收口径） | 涉及光伏 18 项，含光伏治沙质量评价、陆上光伏改造投资编制导则、海上光伏施工验收等 | 不直接改收益，改的是边界内造价的可审计口径，利于把 EPC 报价拆到科目级。 |
容量电价是陕西独立储能收入的主要支撑（110 元/千瓦·年），拿到它等于把资产锁 3 年；按 6%–8% 的运营买家资本化率粗算，3 年流动性缺失对退出价的折价量级在两位数百分比，足以把纸面 IRR 打回门槛以内。
观察条件 若陕西省后续细则允许“同一集团内部股权重组豁免”或缩短锁定期至 1 年以内，则折价应同步下调；若出现已上市 REIT 或基金接盘且不计锁定期，本判断即不成立。
Q4 剩余建议接入仅 2600MW、可用间隔 76 个，且批复 6/12 个月自动废止——资源稀缺 + 时间锁死，意味着拿不到接入的项目 IRR 再高也是 0；吉林 4 小时储能测算 IRR 9.13% 是“建成即并网”的条件期望。
观察条件 若正式稿放宽期限或大幅追加接入规模（Q4 建议规模上调 >50%），则本判断降级为一般风险项。
光伏机制电量 29.25 亿千瓦时远大于风电 11.55 亿，但光伏按 1046 小时折算、申报主体以分布式为主（上一轮光伏入选 2857 个中分布式 2843 个），供给拥挤；风电 2224 小时折算且主体数少，出清占比反而更有保障。
观察条件 若本次光伏出清占比显著高于风电（>20pp）或出清价贴上限 0.379，则本判断反转。
硅料较 7 月底涨约 1.1 万元/吨（+34%），但硅片、电池片、组件价格本周全线持平（N 型 182 组件 0.70–0.71 元/瓦），下游有库存、成交未放量；而碳酸锂跌破 12.5 万元/吨、电芯 0.479 元/瓦持平，储能造价端仍有下探空间。
观察条件 若 10 月硅料开工降至 35% 落地且硅片排产降至 51GW 后，4 周内组件价上行 >5%，则组件端等待期权失效；若碳酸锂 4 周内回升 >15% 并带动电芯涨价，则储能端利好消失。
本周可比样本：山西榆次 200MW/400MWh EPC 中标 0.819 元/瓦时（样本 1），系统设备 0.642 元/瓦时；同期招标限价宁夏 0.38、山西 0.74/1.2 元/瓦时——限价不是成交价，不能混算。与现行造价基准（2 小时 0.554、4 小时 0.479 元/瓦时系统价）相比，本周样本口径偏“含施工 EPC”，不可直接替换。
观察条件 若连续 4 周累计 ≥10 条同口径中标样本且中枢偏离现行基准 >10%，才会调整造价基准；在此之前维持原基准并标注“单样本、未验证”。
欧洲议会 09-15 通过 CBAM 扩围立场（光伏组件/跟踪器/支架首次列入，清单 457 项，目标 2028-01-01 实施，尚非法律）；美国对印度/印尼/老挝终裁（印度合并 249.13%）并自 2026-12-04 起对多晶硅/硅片/电池/组件加征 15% 关税 + 最低进口价。传导链条是出口受阻→国内供给过剩→组件价格承压→光伏造价下行。
观察条件 若欧盟三方谈判最终剔除光伏或推迟至 2030 年后，或美国 ITC 于 10-14 作出无损害终裁，则传导链条中断，本判断下调为观察项。
2026-09-15 欧洲议会以 464 赞成 / 50 反对 / 159 弃权通过 CBAM 修订谈判立场，清单约 457 项；光伏组件、太阳能追踪器、安装支架系统首次明确列入；反规避豁免门槛由 50 吨降至 5 吨；目标 2028-01-01 实施，仍需三方谈判。
传导 对国内项目侧无直接收益影响；对制造端是碳数据合规成本 + 出口成本抬升，间接加剧国内产能过剩。
2026-09-11 美国商务部对印度、印尼、老挝晶体硅电池/组件作出肯定性终裁，印度合并税率 249.13%（AD 123.04% + CVD 126.09%）、印尼 AD 94.36%、老挝 AD 65.43%；ITC 终裁 2026-10-14、税令 2026-11-02。另对多晶硅/硅片/电池/组件征 15% 关税并设最低进口价（多晶硅 21 美元/kg、硅片 100 美元/kg、电池 0.22 美元/W、组件 0.38 美元/W），MIP 自 2026-12-04 生效。
传导 中国对美直接出口本已受限，边际影响有限；真正的传导是东南亚转口通道被封堵后回流国内的产能。
截至 2026Q2 美国组件名义产能约 66GW，SEIA 09 月更新为已投运 75.3GW、在建 14.4GW；电池已投运 10.6GW、在建 19.1GW。2026—2031 年预期仅上调 1.2%，年均新增约 44GW。
传导 海外增量不足以吸收国内过剩产能，国内价格战压力难以靠出口化解。
| 品名 | 单位 | 最新价 | 周 / 日变化 | 对造价的影响 |
|---|---|---|---|---|
| 多晶硅 N 型复投料 | 万元/吨 | 4.30 | 较 7 月底 3.20 上涨约 1.1 万元（+34%） | 硅料端挺价，但尚未传导至组件 |
| 多晶硅 N 型颗粒硅 | 万元/吨 | 4.03 | 区间 4.00–4.10；较 7 月底 3.10 上涨约 0.93 万元 | 同上；10 月起行业开工负荷预计降至约 35% |
| 硅片 183N / 210RN / 210N | 元/片 | 1.01 / 1.03 / 1.15 | 环比持平 | 硅料成本支撑，厂商降价意愿低 |
| 电池片 183N / 210RN / 210N | 元/W | 0.30 / 0.31 / 0.29 | 环比持平 | 组件端价格未启动 |
| 组件 N 型 182 / 210 | 元/W | 0.70–0.71 / 0.72–0.73 | 环比持平 | 光伏边界内造价短期无上行压力 |
| 电池级碳酸锂 | 万元/吨 | 12.48–13.10 | 09-24 较前一工作日 -4500 元；周口径 12.716→12.442（周 -2.2%） | 储能电芯成本端下探，利好 4h 长时 |
| 方形磷酸铁锂动力电芯 | 元/Wh | 0.479 | 环比持平 | 电芯价格未见跟跌，需观察 2–4 周传导 |
| 储能 EPC 中标（单样本） | 元/Wh | 0.819 | 山西榆次 200MW/400MWh，样本 1 | 样本不足，暂不调整造价基准；另见系统设备 0.642 元/Wh |