进入11月以来，海南、重庆、湖北、宁夏、湖南、四川、陕西、福建、浙江、江西、江苏、青海、吉林等13个省市启动增量新能源项目机制电价竞价，截至目前已有24省市开展竞价，并有7个省份公布了竞价结果。

光伏头条梳理24省市政策文本，从竞价主体、分类方式、机制电价、机制电量、单个项目上限、申报充足率、边际项目及执行期限等7大维度分析如下：

竞价主体与分类：

(资料图片仅供参考)

7省市二次竞价，13地市风光分组

24省市资源禀赋不同，装机情况各异，导致各地竞价方式与分类多有不同。

从竞价主体情况请来看，新疆 、山东 、甘肃 、云南 、浙江 、青海 、江西等7个省份2025年新能源项目单独竞价，其余则2025年与2026年一同竞价。对于2025年并网的增量新能源项目而言，二次竞价预留了补充竞价机会。

竞价分类则更能体现各地对风光项目的态度。

新疆 、山东 、云南 、湖北 、陕西 、河北南网 、河北冀北电网 、辽宁 、青海 、四川 、江西 、重庆 、湖南等13地将光伏与风电分组竞价。

上海、甘肃、宁夏、黑龙江、天津5省市则不区分风光，统一竞价。

海南与江苏竞价分类为海上风电与其他风光项目。福建区分海上光伏与其他新能源项目。广东仅分布式光伏参与竞价。浙江分为光伏发电、深远海风电、其他风电三类，第一批仅集中式光伏。安徽则分为竞配项目与其他项目。

各地差异化竞价分类形式体现对特色项目的针对性引导，适配当地的新能源品类的规划与发展。

竞价区间：最低0.114元/千瓦时

最高0.42元/千瓦时

各地机制电价竞价区间呈现显著地域分化，下限最低价与上限最高价差距达0.306元/kWh。

注：以光伏项目上下限为准

从上表来看，竞价上限较高区域分布于东南沿海与中部省份。其中上海、福建、浙江、江苏等省市竞价上限均在0.39元/kWh以上。

竞价上限较低区域则分布于西北风光大省，新疆、宁夏、甘肃、青海四省上限均在0.25元/kWh左右。

竞价下限方面，0.2元基本是全国各地的中位线。其中，湖南、海南、江苏、湖北、浙江、江西、陕西、云南、上海等9省市在0.2元之上。黑龙江、山东、青海最低。黑龙江下限低至0.114元/kWh。

电价区间的分化的本质是资源条件与项目成本的客观反映，各地竞价区间不同则充分体现了成本差异情况。

机制电量：河北、新疆江苏最高

四川、青海、江西侧重光伏

增量机制电量是通过年度竞价确定的、享受差价结算保障的电量规模。其目的是在新能源全面市场化进程中，为增量项目提供一定价格保障，平衡市场风险与收益。

在已经明确增量机制电量的22省市中，河北、新疆、江苏、陕西、辽宁、宁夏等省份最高。其中冀北电网与河北南网分列一二位。新疆仅2025年机制电量规模便位居三甲。

在分配比例方面，各省也多有侧重。

除风光统一竞价的省份之外，15个省份明确了各自类别的机制电量规模。河北、陕西、辽宁、山东、四川、重庆、吉林、湖南等地机制电量明显向风电倾斜。四川、重庆、青海、江西四省份则更加侧重光伏。此外，海南、江苏、福建则为海上项目设置了机制电量，保障海上项目的可持续发展。

竞价机制电量规模的设置，既保障风光新能源装机大省保障市场化平稳过渡，也有所侧重，反映各地在新能源装机类别方面重点方向，尤其是风电与海上项目将成为未来增长极，同时为行业投资提供了清晰信号。

单个项目上限：最低40%，最高90%

单个项目机制电量上限设定确保项目在合理范围内获得保障性收益，避免过度依赖市场化交易的波动风险的同时，也有推进市场化进程的考量。

从24省市增量项目竞价上限设定来看，基本为4个等级，其中，上海、重庆、陕西、福建、浙江、江苏等省市比例上限为90%；黑龙江、安徽、吉林、海南为82%。其余山东、甘肃等8个身份上限80%。云南、江西、宁夏、新疆、湖北、青海则较低。青海上限比例只有40%，可见推动市场化进程的力度与决心。

申报充足率：最高167%，最低110%

增量项目机制电价竞价充足率用于衡量市场主体对机制电价的申报积极性，保障竞争充分性，确保竞价过程的有效性和公平性。

在明确申报充足率的20省市中，湖北竞争强度最高，申报充足率达到167%，青海2026年竞价场次次之，申报充足率为130%，其余身份则多为125%以及120%，云南竞争强度相对较弱，申报充足率为110%。

各地“136号文”实施细则中明确，申报充足率达不到既定的标准，则将降低机制电量的规模以满足设定的申报充足率。因此高申报充足率可能会影响机制电量规模。

边际项目：5大类型，体现不同的调控逻辑

边际出清规则是竞价公平性与效率性的核心保障，直接关系到企业申报策略与项目入选结果。24省市立足区域特点与调控需求，在边际出清规则上进行精细化设置，形成了多元适配的规则体系，既保障了市场公平，又提升了资源配置效率。

边际出清规则可归纳为五大类型：

全额成交型：新疆、上海、广东、福建、四川等5省市，边际出清规则明确，边际项目申报电量全额成交。

比例红线型：山东、陕西、黑龙江、重庆、湖北、河北、辽宁、青海（2026年）、江西、天津、湖南、吉林等12个省市，边际项目入选量小于设定的比例红线时，则取消边际项目的入选结果。

自主选择型：云南、宁夏、安徽明确，边际出清项目的入选电量低于其申报电量的50%，允许边际项目自主选择接受或放弃该结果。

按比例分配型：浙江、青海（2025年）明确，多个项目按出清价格申报，则按申报电量占比分配剩余机制电量。

时间优先型：广东、海南、江苏3省市采用“价格相同按申报时间排序”，鼓励项目尽早申报。

执行期限：最低8年，最高15年

执行期限直接关系到项目投资回收周期与收益稳定性，是企业申报决策的重要考量因素。

24省市立足不同能源项目的投资成本、回收节奏与技术特性，设定了差异化的执行期限。

总体而言，12年为多数省份选择，包括了甘肃、青海、宁夏等13个省市。新疆、江西、天津、湖南等4个省份期限为10年。

山东、江苏、海南、广东侧重海上风电，期限在14年至15年。河北则设定风电为10年，光伏为12年。浙江则较为灵活，执行期限按同类项目回收投资的平均期限确定，原则上为8-12年。

综合来看，24省市机制电价竞价规则的差异化设计，既体现了我国新能源发展的区域不均衡性，也彰显了政策设计“精准化”。从基础规则到核心参数，从出清机制到执行期限，各地政策既立足自身实际，又紧扣国家战略导向，形成了“差异化与规范化并行”的鲜明特征。

来源：光伏头条