电价最高涨73%，电量下滑63%！2027机制电价竞价出现分化

今年三季度以来，全国多地2027年机制电价竞价逐渐开展，截至目前已有13省市完成竞价或启动竞价、准备竞价。

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最高涨73%

4省机制电价上涨

截至目前，在已经完成竞价的4个省份中，2027年机制电价较2026年总体上行。其中云南高位持稳，黑龙江和甘肃明显回升，新疆则大幅反弹。

云南2025年机制电价为0.33元/kWh，2026年为0.329元/kWh，2027年为0.331元/kWh。由此可见，云南整体机制电价维持高位。

新疆变动较大。2025年机制电价为0.235元/kWh，2026年为0.15元/kWh，2027年为0.259元/kWh。2027年较2026年，增幅达73%。

甘肃2025年、2026年机制电价均为0.1954元/kWh，2027年为0.2447元/kWh。2027年较2026年，增幅达25%。

黑龙江2025年、2026年机制电价均为0.2281元/kWh，2027年为0.2845元/kWh。2027年较2026年，增幅25%。

注：黑龙江2027年为风电电价，其余均为光伏电价

电价上涨背后传导的另一个信号在于在4个省竞价结果都逼近上限出清。甘肃光伏机制电价直接从2025年、2026年的竞价下限顶到上限；新疆距上限仅差0.003元；黑龙江距上限差0.0155元；云南则连续三年稳定在上限95%以上的高位。

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7个维度拆解

竞价规则在改变

机制电价上涨的原因除“反内卷”等政策、企业层面的因素之外，规则的设计是其中的重要原因。

光伏头条从竞价组织形式、竞价电价区间、竞价主体、机制电量规模、单体项目上限、申报充足率、边际出清规则等维度对比9省份机制电价竞价规则，以此展现2027年机制电价走势。

1、竞价组织形式

从竞价频率来看，甘肃、新疆、云南、黑龙江2027年均组织两次及以上竞价。其中，甘肃、新疆、黑龙江的竞价为上半年竞价，云南则是2027年第一次竞价。其余广西、天津、江西、辽宁、北京则全年只竞价一次。

此外，风光项目参与竞价的方式方面，云南、新疆、广西、天津、辽宁、江西、北京均延续之前的方式。甘肃则由风光统一竞价细分为分别竞价，黑龙江由之前的统一竞价，改为只允许风电竞价。

2、竞价区间

从各省2025—2027年机制电价上下限设置情况来看，整体以稳定为主，但局部出现“上限下压、下限抬升”的趋势。

分省来看，甘肃、云南、新疆、广西、天津、北京均延续之前的竞价上下限设置。黑龙江提高了竞价下限，由0.114元/kWh提升至0.16元/kWh。辽宁竞价上限由0.33元/kWh下调至0.3元/kWh。江西同样下调了竞价上限，由0.38元/kWh下调至0.379元/kWh。

3、竞价主体

竞价主体方面，在已经启动2027年机制电价竞价的13省市中，多延续之前的规定。2027年已投产或计划投产的项目是竞价的主体项目。此外，2025年6月1日起并网，且未纳入机制电价的新能源项目也可参与竞价。

除此之外，少数省份划定参与竞价主体的红线范围。其中，安徽明确，2027年起，将已投产且未纳入过机制执行范围的，以及在竞价年度预计投产的增量自然人分布式光伏项目纳入机制电量电价竞价范围。

广西规定，源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目中的新能源项目不纳入机制电价执行范围；2025年6月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏均不纳入机制电价执行范围。

江西规定，已明确电价的竞争性配置项目以及源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目不纳入机制电价执行范围。

辽宁明确，本次竞价，暂不考虑分布式光伏项目聚合后参与竞价。广东指出，集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电价竞价。

4、机制电量规模

从机制电量规模变化看，9省整体呈现“动态调整、总量分化、风电部分收紧、光伏局部扩张”的趋势。

9省中，新疆纳入机制电量规模最多，仅上半年光伏达到32.31亿千瓦时，风电79.84亿千瓦时。其次为辽宁，2027年，光伏机制电量规模13.52亿千瓦时，风电39.56亿千瓦时。相比2026年，辽宁光伏机制电量规模略有增长，风电则下滑63%。

此外，江西的光伏机制电量规模增幅最大。2027年光伏机制电量规模29.25亿千瓦时，相比2026年增幅达56%。甘肃2027年上半年风光总规模30亿千瓦时，相比2026年全年15.2亿千瓦时，增幅达97%。

5、单体项目上限

单体项目机制电量上限比例方面，天津、广西、甘肃、北京均保持不变。新疆2027年上限比例为50%，相比2026年降低30%。黑龙江降至60%。江西由65%，上调至75%。辽宁2026年为80%，2027年集中式下调为60%，分布式则保持不变。

6、申报充足率

申报充足率的设置决定新能源项目竞争机制电量的强度。在这方面，2027年，黑龙江、天津、广西均维持此前的申报充足率。

北京规定，如竞价主体申报规模少于竞价电量总规模，所有竞价主体申报电量均纳入机制电量，可见并为设置申报充足率。

浙江2026年申报充足率为120%，2027年调低位110%。江西由125%，降至120%。两省均降低了竞争强度。

辽宁则由120%，增加至140%，竞争强度将更加激烈。

7、边际出清规则

边际出清方面，总体保持稳定，只有少数省份进行局部调整。

其中，辽宁2026年规则为，当两个及以上项目按出清价格申报时，纳入机制的电量按申报电量占剩余机制电量的比例分配剩余机制电量的方式出清。当边际项目入选电量小于其申报电量的40%(不含)，取消最后入选项目的入选结果。2027年，则规定，采用“价格优先、时间优先、边际阈值控制”的项目出清模式，即所有同类型项目参与竞价时首先按申报电价由低到高排序，价格相同时再按申报时间由早到晚排序。当边际项目入选电量小于其申报电量的50%(不含)，取消最后入选项目的入选结果。辽宁规则变动，增加了边际项目入选的难度。

江西2026年规定，如边际机组入选电量小于其申报电量的30%(含)，取消最后入选项目的入选结果。2027年则规定，如边际机组入选电量小于申报电量的60%时，取消最后入选项目的入选结果。江西也增加了边际项目入选的难度。

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四个转向！

2027年真正改变的是什么

综合四省已完成竞价的结果与九省市的规则对比，可以判断：2027年机制电价不是简单的"涨价周期"，而是机制本身更加细分、成熟。价格上行只是表象，真正发生的是四个深层转向！

转向一：定价权趋向成本考核。

按照136号文的设定，机制电价下限主要参考最先进电站造价水平，上限则考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素。

2025年以及2026年的竞价多为电站投资企业第一次竞价。许多地区出现了低价踩踏的情况。2027年，随着参与经验的积累以及规则的调整，电站投资者报价更趋于理性，尤其是西北地区机制电价出现了修复性反弹。

转向二：单体项目机制电量收缩

新疆把单体上限下调至50%，黑龙江调至60%，辽宁把集中式单独列出来给60%机制电量。黑龙江风电由2485小时降至2015小时，降幅18.9%，新疆光伏由1082小时降至1022小时。

这是一个信号，在机制电价趋于理性的同时，单体项目机制电量在减少。机制电量与电价设置本身是全面市场化的过渡期产物。缩减机制电量增加市场化交易电量也符合政策的出发点。

转向三：电价上涨，收益未必涨

以黑龙江为例，2026年出清价格0.2281元/kWh，利用小时数2485h，单体上限85%；2027年出清价格0.2845元/kWh，利用小时数2015h，单体上限60%。机制电价涨24.7%，机制电量的收益却下滑28.6%。原因在于除价格之外，保障的电量在收缩。新疆价格大涨72.7%，但保障收益仅涨1.9%。

因此，真正决定2027年项目账本的，是"能进机制的电量比例"和"剩余电量能卖什么价"，而不是那几分钱的电价涨跌。

转向四：分布式项目在分流

广西更进一步把2025年6月1日后投产的一般工商业与大型工商业分布式整体排除；辽宁暂不考虑分布式聚合竞价。此外，山东、河南、安徽、河北、宁夏、江西等地也在不同的文件中将分布式光伏排除在外。

机制电价的设定机制不论是分布式还是集中式都作为单独主体参与竞价，其报价都将影响机制电价的水平。分布式光伏由于体量小，报价相对灵活，在分布式光伏大省中，一定程度影响机制电价的水平。

2027年，许多省份将分布式特别是工商业光伏排除在机制电价的保障之外，本质还是希望工商业光伏提高消纳利用率，用市场化的方式形成价格机制。

综上，2027年全国机制电价进入的是一个"稳中略升、风光独立、区域分化、规则约束"的新阶段。它不是简单的涨价，而是从一轮过渡性的降价竞价，转向可持续、分类化、差异化的价格发现机制。全国范围内不会出现全面大幅上涨，更多呈现的是低位修复、结构回升与区域择优——而真正决定企业盈亏的，最终还是市场化的交易水平。