近日，全國多地密集出臺136號文配套實施方案，截至2025年9月28日，已有河北、江西、甘肅、新疆、吉林、青海等28個省份和地區(qū)發(fā)布了實施細(xì)則或征求意見稿，為新能源參與電力市場交易提供了明確規(guī)則。

這些政策核心是區(qū)分存量項目與增量項目，分別明確機制電量、機制電價和執(zhí)行期限，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。

相信隨著各地"136號文"實施細(xì)則公布，光伏投資的確定性日趨明朗，市場將迎來新的發(fā)展期。

整體電價區(qū)域分化明顯

根據(jù)28省發(fā)布的136號文承接文件，可以看到當(dāng)前全國電價呈現(xiàn)明顯的區(qū)域分化。廣東、湖南、海南等省份電價處于較高水平。當(dāng)前，廣東以0.453元/度位居榜首；而青海、新疆、寧夏等省份電價相對較低，青海僅為0.2277元/度。這種差異可能與各地區(qū)的光伏資源稟賦、電力供需狀況、政策導(dǎo)向以及電力市場建設(shè)程度等因素相關(guān)。資源豐富但消納能力有限的地區(qū)，電價可能偏低，以促進(jìn)光伏電力消納；經(jīng)濟發(fā)達(dá)、電力需求大且光伏資源相對不那么充裕的地區(qū)，電價可能較高。

同時，較高的電價可能會在一定程度上影響光伏項目的收益預(yù)期，進(jìn)而對光伏產(chǎn)業(yè)在當(dāng)?shù)氐陌l(fā)展節(jié)奏和規(guī)模產(chǎn)生影響。電價高的地區(qū)，光伏項目的度電收益相對較好，可能更有利于吸引投資，推動光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展；電價低的地區(qū)，若要促進(jìn)光伏發(fā)展，可能需要更多依賴政策補貼或其他配套措施來保障項目收益。

機制電價是政策與市場共同作用的結(jié)果，反映了各地在光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展中，通過電價機制來平衡各方利益、引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的策略。不同的電價水平，也是各地根據(jù)自身實際情況，對光伏電力價值的一種量化體現(xiàn)，有助于優(yōu)化光伏資源在全國范圍內(nèi)的配置，推動光伏產(chǎn)業(yè)朝著更高效、更合理的方向發(fā)展。

存量項目：廣東等9省存量機制電價超1.40元/度

“136號文”明確，存量項目以煤電基準(zhǔn)價為托底電價，保障平穩(wěn)過渡。在此文件指導(dǎo)之下，6月1日前并網(wǎng)的新能源項目，機制電價基本為煤電基準(zhǔn)價。

根據(jù)各省公布的數(shù)據(jù)，如今存量項目電價范圍為0.2277元/度-0.453元/度。

其中有9省存量機制電價＞1.40元/度。廣東以0.453元/度奪得榜首，湖南第二，0.45元/度。其余海南0.4298元/度、廣西0.4207元/度、湖北0.416元/度、上海0.4155元/度、浙江0.4153元/度、江西0.4143元/度、四川0.4012元/度。

而重慶、山東、安徽、遼寧、黑龍江、吉林、河北冀北電網(wǎng)、河北南網(wǎng)、北京、陜西、貴州、福建等12省機制電價則均在0.35~0.4元/度之間。

8省存量機制電價＜0.35元/度。云南為0.3358元/度、山西為0.332元/度、甘肅為0.3078元/度、蒙東為0.3035元/度。4省存量機制電價＜0.30，其中蒙西為0.2829元/度、寧夏為0.2595元/度、新疆為0.25元/度，而青海僅為0.2277元/度！

這種地區(qū)間的差異可能與當(dāng)?shù)氐碾娏┬锠顩r、能源結(jié)構(gòu)、經(jīng)濟發(fā)展水平等因素密切相關(guān)。

增量項目：5地競價上限超0.4元/度

“136號文”明確，新能源增量項目為2025年6月1日起投產(chǎn)項目，機制電價由各地每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成。

增量項目電價范圍0.123元/度~0.4207元/度！

根據(jù)各地區(qū)競價上限數(shù)據(jù)，世紀(jì)新能源團(tuán)隊將其劃分為“0.4元/度及以上”和“0.35元/度”兩個關(guān)鍵區(qū)間。

競價上限在0.4元/度及以上的地區(qū)，共有5個。廣西0.4207元/度、四川0.4012元/度、海南0.3998元/度、上海0.4155元/度、北京0.4155元/度。

從數(shù)據(jù)可見，廣西以0.4207元/度的競價上限成為該區(qū)間最高的地區(qū)，上海與北京則以0.4155元/度并列第二，四川和海南緊隨其后，均處于0.4元/度及以上水平。

競價上限在0.35元/度以下的地區(qū)，共涉及8個。甘肅0.2447元/度、寧夏0.2595元/度、新疆0.262元/度、遼寧0.33元/度、山西0.332元/度、云南0.3358元/度、貴州0.3515元/度、陜西0.3545元/度。

此區(qū)間內(nèi)，甘肅的競價上限最低，為0.2447元/度，寧夏和新疆緊隨其后，均低于0.27元/度；遼寧、山西、云南的上限處于0.33-0.34元/度之間，貴州和陜西則接近0.35元/度的臨界值。

而針對于競價下限，浙江、廣西以及河北并未確定具體價格。

新疆以0.15元/度的競價下限顯著低于其他地區(qū)的下限水平。

競價下限較高的地區(qū)主要集中在0.25元/度及以上。其中，湖南的競價下限最高，為0.26元/度，貴州以0.25元/度緊隨其后。

蒙東、黑龍江、廣東、重慶、湖北、北京、江西、青海、吉林、福建10省暫時未明確增量項目機制電價。

存量機制電量：各地劃分依據(jù)不同

根據(jù)“136號文”政策精神，各地結(jié)合自身電力市場建設(shè)進(jìn)度和新能源發(fā)展特點，對存量項目機制電量的安排呈現(xiàn)出多樣化的側(cè)重?？傮w來看，各地政策按照補貼項目與平價項目、分布式與集中式項目、并網(wǎng)時間以及項目類型、電壓等級等進(jìn)行區(qū)分?？紤]本地新能源發(fā)展結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)消納能力和市場建設(shè)階段，形成了具有差異化的機制電量安排。

當(dāng)前，存量機制電量范圍10%-100，各省劃分不同，以下為典型省份。

補貼項目與平價項目：新疆補貼項目機制電量比例為其上網(wǎng)電量的30%；平價項目機制電量比例為其上網(wǎng)電量的50%。

分布式與集中式項目：蒙西分布式項目100%電量可納入機制電量；集中式項目帶補貼集中式風(fēng)電、帶補貼集中式光伏、風(fēng)電特許權(quán)項目、光伏領(lǐng)跑者項目（不含中標(biāo)價格低于蒙西煤電基準(zhǔn)價項目）分別按照215小時、250小時、1220小時、1210小時對應(yīng)的電量安排;

蒙東：分布式光伏、分散式風(fēng)電、扶貧光伏項目100%的實際上網(wǎng)電量可納入機制電量；集中式風(fēng)電、光伏項目現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前/后，帶補貼集中式風(fēng)電、帶補貼集中式光伏、風(fēng)電供熱試點項目、風(fēng)電特許權(quán)項目分別按照790/380小時、635/420小時、1900/760小時、1900/720小時對應(yīng)的電量安排;

寧夏：分布式項目全部納入機制電量；集中式項目機制電量比例僅為10%，與2025年保障性收購比例一致。

并網(wǎng)時間：云南集中式光伏2021年1月1日—2023年7月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為100%；2023年8月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為80%；2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的，機制電量為65%；2024年7月1日—2025年5月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為55%。

項目類型：廣西：存量分布式新能源項目，其上網(wǎng)電量全部納入機制電量規(guī)模，存量集中式新能源項目（不含海上風(fēng)電項目）納入機制電量規(guī)模由自治區(qū)發(fā)改委商自治區(qū)能源局按年確定，2025年電量已由2025年中長期合約保障，不再設(shè)置機制電量，已開展競爭性配置的海上風(fēng)電項目，按照自治區(qū)現(xiàn)行政策執(zhí)行。

電壓等級：湖北110千伏以下項目機制電量比例取100%，其他項目機制電量比例取70%，2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110千伏及以上電壓等級集中式光伏項目機制電量比例取50%。

另外，部分省份特殊項目全額保障，比如湖南扶貧項目100%，其他項目80%等，青海也對特殊項目進(jìn)行了保障，如扶貧項目、特許經(jīng)營權(quán)以及金太陽等。

而廣東、重慶、上海等地設(shè)定了90%-100%不等的比例上限，黑龍江、遼寧、陜西則是每年自主確定比例，不得高于上一年。

增量項目機制電量：各地動態(tài)調(diào)整

“136號文”件為各地制定新增新能源項目機制電量政策提供了基本框架，強調(diào)與“非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重”強掛鉤，并引入動態(tài)調(diào)整機制。各地結(jié)合自身資源稟賦、市場建設(shè)階段和消納能力，形成了差異化的政策側(cè)重點。

當(dāng)前，各省份的增量機制電量范圍10%-100！各地明確引入動態(tài)調(diào)整機制。

增量機制電量以80%為分界線，其中廣東≤90%、山東為80%、甘肅不高于全部上網(wǎng)電量80%、陜西≤80%、河北申報上限80%。

而貴州2025年6-12月預(yù)計新建投產(chǎn)新能源上網(wǎng)電量77%、海南陸上光伏風(fēng)電為75%，單個項目不超80%、遼寧2025按上網(wǎng)電量55%、廣西按照2024年新能源非市場化的比例33%。

已知省份中，寧夏暫時按照全年度預(yù)測上網(wǎng)電量10%。

還有一些省份與消納責(zé)任權(quán)重掛鉤：如重慶根據(jù)國家下達(dá)的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定；而吉林和黑龍江第一年與原新能源市場化比例相銜接，第二年及以后根據(jù)國家下達(dá)的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。

此外，山西、安徽通過競價確定、上海、云南每年動態(tài)調(diào)整、北京結(jié)合2024年同期投產(chǎn)的新能源項目年度上網(wǎng)電量規(guī)模和可再生能源發(fā)展規(guī)劃確定，

蒙東、蒙西暫不安排新增機制電量

雖然各地政策側(cè)重點雖各有不同，但均以消納責(zé)任為根本約束，以平穩(wěn)過渡為近期目標(biāo)，通過比例管控、電量核減、市場競爭等多元化工具，逐步推動新能源從“保障性消納”平穩(wěn)過渡到“市場化競爭”。

執(zhí)行期限：存量20年，增量8-12年

“136號文”，明確存量項目執(zhí)行期限按照按照現(xiàn)行相關(guān)政策保障期限確定。增量項目執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。

按照這一精神，已經(jīng)下發(fā)“136號文”承接方案的27地均明確，存量項目執(zhí)行期限為達(dá)到全生命周期合理利用小時數(shù)或投產(chǎn)滿20年。

增量項目機制電價執(zhí)行期限各地有所區(qū)分。其中，四川、湖北、廣東、海南、遼寧、上海、甘肅、黑龍江、貴州、廣西、重慶、云南、河北、吉林14省增量項目的執(zhí)行期限均為12年。北京原則上不高于12年。

而新疆、湖南、寧夏、山東、陜西5省的執(zhí)行期限則為10年。浙江為8到12年

蒙東、山西、安徽、江西、青海5省未明確增量項目執(zhí)行期限，但是綜合考慮或按照同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，如遇重大政策變化或行業(yè)成本變化適時調(diào)整。

28個省份和地區(qū)政策詳情具體如下：