安徽省
光伏上调 +2.0pp｜风电维持
| 口径 | 光伏 | 风电 | 说明 |
|---|
| 官方窄口径 2025 | 1.5% | 1.0% | 仅计系统原因受限 |
| 引擎原值（复核前） | 3.0% | 2.5% | 首轮全国调研，证据不足 |
| 修正后真实限电率 | 5.0%+2.0pp | 2.5%+0.0pp | 区间 光3-8% · 风1.5-4% |
证据链
- 官方2026Q1：光伏利用率降至 95.0%（弃光 5.0%），一年内恶化 3.5pp——最硬锚点
- 现货下限 0 元/MWh，**全年无负电价**，只有零电价（结算试运行第6.1版，限价 0–1100 元/MWh）
- 分布式限出力**全额补偿**：2026春节4天次组织 16.6万户参与调节、1.04亿kWh、补偿 3988.8万元（≈0.3835元/kWh）
- 新能源市场化电量**价格折损约45-50%**（5月168.32、6月176.53元/MWh vs 火电 314/291、全市场 330-350）
- 龙源安徽风电 1051h（上年1241h，-15.33%）；大唐安徽 805h（-12.3%）——降幅**未劣于全国**，主因小风年非限电
- 皖北宿州/淮北为局部高危区：淮宿片'争抢通道严重'，蒙城58座变电站53座红色
**主矛盾是价格折损，不是物理弃电。**安徽无负电价 + 分布式限出力全额补偿 → 发电小时损失对 IRR 的侵蚀远小于西北。若模型要更精确，应另设'电价折损率'参数，而非继续上调限电率。皖北单站可达全省均值 2-3 倍，需单独折减。
江西省
光伏下调 -5.0pp｜风电下调 -3.5pp
| 口径 | 光伏 | 风电 | 说明 |
|---|
| 官方窄口径 2025 | 1.1% | 0.4% | 仅计系统原因受限 |
| 引擎原值（复核前） | 7.5% | 4.5% | 首轮全国调研，证据不足 |
| 修正后真实限电率 | 2.5%-5.0pp | 1.0%-3.5pp | 区间 光1.5-4% · 风0.5-2.5% |
证据链
- **正泰证据被推翻（关键）**：正泰电器2026半年报——2026H1装机28.95GW(+4.0%)，上网电量165.11亿度**同比+12.2%**，单位装机**+7.9%**。不存在'降20-40%'
- 原判断把**价格折损误读为电量损失**：正泰同期平均上网电价 0.38→0.33元（**-13.2%**），跌的是价不是量
- 官方2025：风电99.6%、光伏98.9%；2025年12月风光100.0%/99.8%；2026年1月风光均100%
- 负电价频率极低：2025国庆8天累计仅 **8.34小时** 触及 -0.1元 下限
- 利用小时硬数据：2024风电2338h、光伏953h；2025机制竞价采用近三年均值光970h/风2300h——与实际一致，**未见电量异常损失**
- 机制电量使用率仅29%，开发商宁愿弃机制电量博现货——是'限电不严重'的市场信号
**这是本轮唯一被下调的省，也是修正幅度最大的一个。**原填 7.5% 高估约 3 倍。江西光伏结算价 270元/MWh ÷ 煤电基准 414.3 = **捕获率仅 0.65**，风电 0.89——真正该调的是电价捕获率，不是限电率。江西储能套利价差约 230元/MWh，配储搬移午间电量比'降限电率'更有效。
海南省
光伏上调 +8.0pp｜风电上调 +8.0pp
| 口径 | 光伏 | 风电 | 说明 |
|---|
| 官方窄口径 2025 | 2.8% | 3.6% | 仅计系统原因受限 |
| 引擎原值（复核前） | 4.0% | 4.0% | 首轮全国调研，证据不足 |
| 修正后真实限电率 | 12.0%+8.0pp | 12.0%+8.0pp | 区间 光8-16% · 风8-16% |
证据链
- **2026Q1官方利用率骤降至 86.5%**（弃光弃风各13.5%），同比 -8.7pp/-12.4pp，**全国降幅最大省份**（倒数第三）
- **官方口径系统性漏计**：省发改委2025-09-28方案原文——'因报价（报价过高或未报价）等因素导致部分电量未能在实时市场上网，**不作为弃风弃光电量，不纳入新能源利用率统计与考核**'
- 负电价已实际出现：2026-08-03 日前午间出清 **-57元/MWh**（前一日同段180元/MWh），因琼粤通道满载
- 价格折损全国最高档：RMI报告——2026前4月月均差价结算费用 **>60元/MWh**，全国最高5省之一
- 独立海岛电网特性：昌江核电单机650MW**不参与调峰**；琼粤跨海联网容量仅百余万千瓦级，海南—广东灵活互济工程2027年底才投产
- 新能源装机 2026年6月底 1271万kW，占总装机 **50.1%**（光伏987万、风电237万）
**物理弃电与价格折损并存，以'通道满载型价格塌陷'为特征。**海岛电网调节能力弱+核电不调峰+外送受限，午间光伏大发叠加海上风电时净负荷骤降，通道一满出清价即被压至地板价。真实损失中'价'的折损（差价结算>60元/MWh）可能比'量'的折损（额外2-4pp弃电）影响更大。⚠️ Q1为季节性低点，区间下限8%已含修正；**若取保守，建议用14-16%**。