2026年新能源正式迈入了全面入市的发展新阶段，机制电价作为电站收益的“明线”被行业高度关注，而在2025年快速上升的限电比例，正成为影响新能源投决的另一个至关重要的指标。

但是当前各场站的限电比例、统计口径之间存在巨大差异，多家投资企业向光伏們反馈称，其场站的实际限电远高于公布的数据，并且这一矛盾在2025年愈发突出。

2025年限电攀升，不同地区差异巨大

在展开讨论之前，需要强调的是，本文的限电数据主要以场站端的统计数据为准，以实际发电能力为基数。

在光伏們调研的光伏场站中，2025年限电率快速上涨几乎是各省共同的趋势。这一点从多个省份的趋势可以看到，譬如山东、江苏从2024年的约5%甚至几乎不限电，一路上涨到2025年的10%以上，包括广西、云南、湖南等省份的趋势亦是如此。

根据某央企集团统计，2025年上半年限电超过30%的省份有四个，其持有的新能源电站的平均限电率达到了18%，而这一数据在去年同期尚不足10%，“项目投资亏损面持续扩大”。

从全国范围来看，限电最高的仍集中在青海、内蒙、甘肃、新疆等西北省份，平均超过30%。更为严重的是，今年以来限电的范围正逐步向中东部扩大，其中山东、江苏、湖北、河北等此前被认为消纳条件较好的中东部省份也出现了超过10%的限电，部分地区光伏电站的限电率甚至接近30%。

备注：上述数据为光伏們调研部分场站了解，并不能反映全省所有场站的实际情况，仅供参考

另一方面，各地区的限电情况，即使同一省份、不同地市会因资源禀赋、电网结构、负荷特性和配套政策的不同，光伏电站的实际利用率存在着显著差异。有行业人士指出，“新能源场站的具体限电率也要看接入的位置，相邻的场站由于接入点位置的差异，限电率的差异也会比较大”。

以某央企在青海持有的光伏电站为例，海西州、海南州在30%以上，而海东仅为5--6%;甘肃河西区域的限电率在40--50%，而兰州及以东地区大多在10%以下。

限电原因各异

总体来看，2025年限电率快速上升的原因主要有以下几点。

一是新能源装机的快速上升是影响限电率的主要因素，这一点在西北地区以及近两年分布式光伏快速发展的省份体现最为典型。

在2020年取消新能源消纳红线开始，以新疆为代表的西北省份便迎来了新能源快速发展的5年。但从2024年开始，西北省份的限电率再次抬头。光伏們在《》中追踪到，2024年新疆不同的区域的限电率已经达到了10~50%不等。

另一个行业普遍提及的原因是2025年各省现货启动试运行以来，月度的限电比例暴增。以广西为例，自2025年7月现货试运行以后，多个光伏场站反馈其月度限电比例上涨至40%。分析其中原因，“真正的原因没有具体哪个部门能够说得清，有的说是由于电力供需决定，也有的认为是136号文提到的由于报价不合理导致无法出清带来的限电”。

第三个限电快速上升的原因则是来自于特高压通道的投运，外来电量挤占了本省的新能源消纳空间。以湖南为例，2025年湖南集中式风光项目1-7月限电率在4%左右，但随着8月中衡直流外来电挤占省内消纳空间，加上电网断面受限，8月上旬综合加权平均弃风弃光率达到40%，最为重的湘南地区单站甚至超过90%。

行业亟待统计口径统一

“限电率越来越乱了，统计口径无从下手”，在光伏們的调研中，这是多家投资企业的共同认知，“场站自己统计的数据与电网的数据差异巨大，真实的限电是多少、以及如何统计才合理，行业并没有一个合规的、合理的统计方法与路径”。

光伏們在调研2025年江苏尤其是苏北地区光伏电站限电情况时发现，电网公司与新能源场站关于限电率的统计口径并不一致。

“电网是通过现场AGC每5分钟一个功率跟踪积分生成的受阻电量。其中执行k值等情况电网视为涉网能力不足，不做统计损失电量，所以电网统计的弃电仅指的是场外受阻电量”，一位熟悉场站运行情况的负责人告诉光伏們，而新能源场站的弃电统计则包括了所有能发但无法上网的电量，即以真实的发电能力为基数。

另一位行业人士提到，“由于电网断面、阻塞等问题导致的限电，电网是不会算到限电电量中的。而根据136号文，现货市场里没有出清的电量也不属于限电，这就导致了公开数据与场站实际统计数据的巨大差异”。

还有一个观点认为，部分场站由于高容配比的配置，会导致实发能力远大于其备案容量，但在电网的统计里，“只根据备案容量为基数核算限电比例”。

综上可以发现，限电的统计口径实际上存在着巨大的差异，加上发电企业与电网处于不同立场，让新能源的限电与原因成为了一个“谜”，但这一问题对于当下的新能源投资布局引导、投资决策的制定，包括央国企的资产运营考核都至关重要。

“限电统计应该统一口径、明确统计标准，最好能给出相关原因分析，而不是只靠企业去猜、去打听，这样才能合理引导新能源投资布局”。

面对全国统一电力大市场的推进，在全面入市的新规则下，新能源的投资决策不再是依托固定电价作为单一维度，而是需要深度融合区域电网结构、负荷特性、政策导向及远期输电规划进行综合研判，但这些不应该成为“非技术成本”的推手。