29省市竞价细则对比：电价0.11-0.42元/千瓦时、电量40%-90%，边际项目、期限全解析

随着2025年即将进入尾声，霸屏全年的“136号文”在各省相继落地，截至目前已有29省市发布增量新能源项目竞价细则，27省市开展竞价，并有26个省份公布了竞价结果。

光伏头条梳理29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)

7省市二次竞价，16地市风光分组

29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。

从竞价年度设定情况请来看，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。

竞价分类方面，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、吉林、山西、贵州、河南等16地将光伏与风电分组竞价。

上海、甘肃、宁夏、黑龙江、天津、北京6省市则不区分风光，统一竞价。

海南、江苏、广西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。

14省市明确

禁止参与竞价项目

29省市明确竞价细则之中，14省市划定了禁止参与机制电价竞价的增量新能源项目。

其中，山东、河北、河南分布式装机大省明确工商业光伏不参与机制电价竞价，此外，山东、河北、宁夏、江苏、河南、广西将源网荷储、绿电直连等项目排除在竞价范围之外。广东则明确集中式项目不参与机制电价竞价。

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基准

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、四川、广东、海南、重庆、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，青海2026年竞价上限下探至0.2277元/W。

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、新疆、吉林较低。黑龙江下限低至0.114元/kWh。北京、天津则未设置竞价下限。

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26省市中，新疆、河北、山东、江苏、陕西、辽宁、河南、宁夏等省份最高。其中新疆2025-2026年，机制电量高达419.74亿千瓦时，冀北电网与河北南网分列二三位。

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，17个省份明确了各自类别的机制电量规模。河北、新疆、海南、福建、山东、辽宁、湖南等地机制电量明显向风电倾斜。江苏、河南、广东、四川、山西、青海、重庆、江西8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。

单个项目上限：最低40%，最高100%

从29省市增量项目竞价比例上限设定来看，基本为4个等级，其中，北京、上海、重庆、陕西、福建、浙江、江苏等省市比例上限为90%及以上。北京上限为100%；黑龙江、安徽、吉林、海南为85%。其余山东、甘肃等13个省份上限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%。

申报充足率：最高167%，最低110%

在明确申报充足率的23省市中，湖北竞争强度最高，申报充足率达到167%，青海2026年次之，申报充足率为130%，其余省份则多为125%以及120%，云南、贵州竞争强度相对较弱，申报充足率为110%。

29个省市

5类边际项目出清规则

29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。

按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、山西等6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、北京、河南、广西等15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、贵州等4个省份采用“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。

29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、贵州、广西、河南等16个省市。新疆、江西、天津、湖南、山西等5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。

2025 年末，136 号文在全国范围内的落地进入收官阶段，29 省市相继出台增量新能源项目竞价细则，26 省市启动竞价、22 省市公布结果，标志着新能源全面市场化转型迈入实质性落地阶段。

从政策细节来看，各地立足资源禀赋、装机基础与产业需求，在竞价主体分类、电价区间、机制电量分配、单个项目上限、申报充足率、边际出清规则及执行期限七大核心维度呈现出显著的差异化与精细化特征。

整体来看，此次全国性竞价政策既体现了 “全面入市” 的市场化核心导向，又通过分类施策、弹性规则的设计兼顾了区域平衡与项目收益稳定性，为企业申报决策提供了清晰指引，也为新能源产业从政策依赖向市场经营转型奠定了制度基础。

来源：光伏头条