（来源：湖南省可再生能源学会）
政策背景与 136 号文核心要点
在全球能源结构加速向绿色低碳转型的大背景下，我国新能源产业发展迅猛，装机规模持续攀升，到 2024 年底，全国光伏与风电总装机容量达 14.07 亿千瓦，占全国发电总装机的 42%，提前六年达成《2030 年前碳达峰行动方案》目标 。不过，新能源大规模发展过程中，早期实行的固定上网电价政策弊端逐渐显现，如无法充分反映市场供求关系，新能源发电对电力系统调节责任承担也不够公平，矛盾日益突出。与此同时，新能源开发建设成本随技术进步大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造了条件，在此背景下，2025 年 2 月 9 日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号），即 “136 号文” 正式出台。
136 号文核心要点十分关键。在电价形成机制上，做出根本性转变，明确风电、光伏等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，彻底终结了此前以固定电价或保障性收购为主的模式，推动新能源与传统能源在电力市场中公平竞争 。对于存量与增量项目，实施分类管理，以 2025 年 6 月 1 日为界，之前投产的存量项目，机制电价按现行政策执行，上限不高于当地煤电基准价，执行期限与原政策衔接，鼓励通过技术升级参与市场竞争；之后投产的增量项目，机制电价通过省级组织的年度竞价确定，初期按成本分类竞价，执行期限依据投资回收期确定，允许项目自愿申请退出。市场交易价与机制电价差额通过电网企业差价结算，纳入系统运行费用 。文件还建立了稳步可持续发展的配套机制，比如优化中长期市场和交易规则；协同绿证与碳交易，明确纳入机制电量的项目不再重复获得绿证收益，同时鼓励通过绿电交易、碳交易等市场化机制为新能源提供额外财务支持，提升其市场竞争力；灵活调整储能配置，新建项目不再将储能配置作为核准 / 并网前置条件，是否配置储能由项目根据盈利情况自主决定，降低新能源项目的投资成本；地方政府可因地制宜确定具体实施方案，最迟不晚于 2025 年底落地 。
136 号文作为新能源电价市场化改革的纲领性文件，对全国新能源产业发展影响深远，然而我国地域广阔，各地区电力市场建设进程、新能源发展和消纳情况、当地电力系统调节平衡需求等存在较大差异，蒙东、蒙西、新疆、山东、广东、湖南、山西、海南、甘肃这九个地区，无论是资源禀赋，还是电力供需结构都各不相同，后续省级细则在落实 136 号文时必然会有不同侧重点和具体措施。对这九个地区省级细则从机制电价、保障比例、执行期限三方面对比分析，能清晰呈现不同地区政策差异，帮助各地在制定政策时相互借鉴，也为新能源企业投资布局、项目运营提供参考依据，助力新能源产业在全国范围内实现高质量、差异化发展 。
九地机制电价对比
存量项目机制电价
蒙东地区存量项目机制电价为蒙东煤电基准价，即 0.3035 元 / 千瓦时 ，这一价格与当地煤电基准价紧密挂钩，保证了存量新能源项目收益与煤电在一定程度上的平衡。蒙西地区存量项目机制电价同样参考煤电基准价，为 0.2829 元 / 千瓦时，其保障电量规模按照不同项目类型分类设定，例如带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏等项目有各自对应的保障小时数电量安排，使得存量项目收益有较为稳定的保障 。新疆则将存量项目进一步细分，补贴项目机制电价为 0.25 元 / 千瓦时，机制电量比例为 30%；平价项目机制电价 0.262 元 / 千瓦时，机制电量比例 50%，这种区分方式体现了对不同投资背景存量项目的差异化对待，补贴项目机制电价相对较低，也反映出其原本依赖补贴的特性 。
山东明确存量项目机制电价为 0.3949 元 / 千瓦时，相对较高的机制电价，有助于保障存量新能源项目在市场化进程中的收益稳定性 。湖南的存量项目机制电价在九地中较为突出，高达 0.45 元 / 千瓦时，这或许与湖南当地的电力供需结构以及对新能源项目的扶持力度相关，较高的电价为存量项目提供了较为优厚的收益保障 。山西、海南、甘肃在存量项目机制电价的确定上，也各自依据自身的资源禀赋、电力市场情况以及政策导向等因素做出规定。例如，山西可能会考虑其煤炭资源大省，传统火电与新能源发电的协同发展关系来确定机制电价；海南作为海岛省份，电力供应相对独立，可能会结合自身的能源发展规划和电力成本来制定电价；甘肃新能源资源丰富，在确定存量项目机制电价时，或许会兼顾本地消纳与外送情况，以平衡项目收益与市场供需 。
整体来看，各地区存量项目机制电价与当地煤电基准价存在不同程度的关联，有的直接采用煤电基准价，有的在其基础上根据项目属性进行调整。这种定价方式对存量项目收益影响显著，较高的机制电价能够保障项目在市场交易中的收益下限，使项目在面临市场价格波动时仍能维持一定利润空间；而较低的机制电价则促使存量项目通过技术升级、优化运营等方式提高发电效率、降低成本，增强在市场中的竞争力，以获取更多收益 。
增量项目机制电价
蒙东和蒙西目前暂不安排新增纳入机制的电量，后续将根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素，结合电力市场运行实际及新能源项目收益等再行统筹考虑 。若后续开展，将按年度组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与，通过竞价形成机制电价，届时自治区价格主管部门会同能源主管部门明确机制电价竞价上下限及执行期限 。这种做法给予当地电力市场充分的时间来适应新能源大规模入市的变化，避免因仓促开展增量项目机制电量安排而引发市场混乱 。
新疆增量项目采用边际出清方式、分类型（风电、太阳能）竞价形成机制电价，竞价区间暂定 0.15 - 0.262 元 / 千瓦时 。较低的竞价下限凸显了新疆风光资源富集的优势，在市场竞争中，资源优势转化为价格优势，激励企业通过降低成本参与市场竞争 。广东每年新增纳入机制的电量规模由当地发改委、能源局确定，并在竞价前公布 。机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，且不高于 90% 。采用集中竞价方式，按报价从低到高排序确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定 。海上风电项目机制电价执行期限为 14 年，其他新能源项目为 12 年 ，较长的执行期限体现了广东对海上风电等新能源项目长期稳定发展的支持，与粤港澳大湾区的能源转型战略相契合 。
湖南增量项目机制电价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；下限按照最先进电站造价水平折算度电成本确定 。2025 年竞价上限为 0.38 元 / 千瓦时，下限为 0.26 元 / 千瓦时 。竞争方式按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限 。通过这种竞价方式，引导企业在保障合理收益的前提下，合理控制成本，提高项目的综合竞争力 。山东在机制电价方面，原则上按入选项目最高报价确定（不高于竞价上限） ，并特别设置了申报充足率下限，2025 年竞价申报充足率不低于 125% ，以避免低价恶性竞争，保障新能源项目的合理收益和市场的健康发展 。
海南、山西、甘肃在增量项目机制电价确定上，也各有特点。海南可能会结合自身的能源需求和资源条件，探索适合本地的竞价机制和电价水平；山西可能会围绕能源转型战略，在保障新能源项目合理收益的同时，促进新能源与传统能源的协同发展；甘肃或许会根据新能源外送和本地消纳的实际情况，制定有利于新能源产业可持续发展的机制电价政策 。不同地区的增量项目机制电价确定方式差异明显，这些差异对增量项目投资和市场竞争产生深远影响。明确的竞价区间和合理的定价规则，能够为投资者提供清晰的收益预期，吸引投资；而竞争激烈的竞价机制，则促使企业不断降低成本、提高技术水平，推动新能源产业的高质量发展 。
九地保障比例对比
存量项目保障比例
在存量项目保障比例方面，九地呈现出显著差异 。山东机制电价较高，为 0.3949 元 / 千瓦时，保障电量规模参考外省非市场化率动态调整，这使得山东存量项目在市场交易中有较为稳定的收益预期，较高的保障比例能保证项目在一定程度上抵御市场价格波动风险 。广东 110kV 以下存量项目机制电量比例达 100%，其他为 70%，新增集中式光伏为 50%，这种根据电压等级和项目类型区分保障比例的方式，充分考虑了不同项目的实际情况和市场地位 。湖南存量项目机制电价高达 0.45 元 / 千瓦时，保障电量比例常规项目为 80%，并引入分月调节机制，保供月达 96%，消纳月为 64% ，这种动态调节机制能更好地适应电力供需的季节性变化，在电力供应紧张的月份，给予项目更高的保障，确保项目收益的同时，也保障了当地电力供应的稳定性 。
蒙西机制电价为 0.2829 元 / 千瓦时，保障电量按项目类型分类保障，如带补贴集中式风电保障 215 小时，通过保障一定的发电小时数，为存量项目收益提供兜底 。新疆补贴项目机制电量比例为 30%，平价项目为 50%，相对较低的保障比例，反映出新疆在推动新能源市场化进程中，对不同投资背景项目的差异化推进策略，鼓励项目更多地参与市场竞争 。蒙东机制电价为 0.3035 元 / 千瓦时，带补贴的集中式风、光分别为 35%、43%，保障比例处于中等水平，兼顾了项目收益与市场公平 。海南、山西、甘肃在存量项目保障比例的设定上，同样依据自身的能源结构、市场需求等因素做出安排 。例如，海南作为海岛省份，可能会根据自身电力供需平衡和新能源发展规划，确定合适的保障比例，以促进新能源产业与当地经济社会发展相适应；山西作为传统能源大省，在向新能源转型过程中，保障比例的设定或许会考虑新能源与传统能源的协同发展关系；甘肃新能源资源丰富，在保障比例设定上，可能会综合考虑本地消纳与外送能力，以实现新能源资源的优化配置 。
不同地区保障比例差异的原因是多方面的 。资源禀赋不同，如新疆、蒙西、甘肃等地新能源资源丰富，开发规模较大，为了促进市场竞争和资源的高效利用，保障比例相对较低；而湖南、广东等地，电力需求相对旺盛，为吸引新能源投资、保障电力供应，保障比例相对较高 。各地电力市场发展程度也有所不同，蒙东、蒙西电力市场 2024 年市场交易新能源电量占比已分别达 91%、92% 以上，市场化程度较高，保障比例设定更偏向市场导向；山东、广东等地区电力市场相对成熟，但新能源消纳压力较大，保障比例设定需综合考虑市场稳定与消纳能力 。此外，政策导向也是重要因素，一些地区为推动新能源产业高质量发展，通过较高的保障比例鼓励企业进行技术升级和优化运营 。保障比例的差异对存量项目稳定性和市场竞争力影响明显，较高保障比例的地区，存量项目收益相对稳定，能吸引更多长期投资，但可能会降低项目参与市场竞争的积极性；较低保障比例地区，项目需积极参与市场竞争，提升自身竞争力，但面临的市场风险也相对较大 。
增量项目保障比例
增量项目保障比例方面，各地同样各有特点 。山东 2025 年竞价申报充足率不低于 125%，虽未明确保障比例，但通过较高的申报充足率强化竞争，促使企业降低成本、提高项目质量，以在市场竞争中获取更多电量份额 。广东机制电量比例申报上限与存量项目机制电量比例衔接，不高于 90%，海上风电项目执行期 14 年，其他新能源项目 12 年，通过明确的比例限制和执行期限，引导新能源项目合理参与市场，保障海上风电等重点项目的长期稳定发展 。湖南 2025 年新增项目纳入机制电量的比例按年上网电量的 20% 确定，单体项目最高申报比例不得超过全部上网电量的 80%，2026 年及以后动态调整 ，这种动态调整机制和比例限制，既能适应新能源发展的动态变化，又能避免单个项目过度依赖机制电量，促进项目全面参与市场竞争 。
新疆机制电量比例暂为上网电量的 50%，竞价区间暂定 0.15 - 0.262 元 / 千瓦时，通过明确的电量比例和竞价区间，为增量项目提供了相对清晰的市场规则，鼓励企业在价格竞争中提升自身优势 。蒙东和蒙西目前暂不安排新增纳入机制的电量，后续将根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素统筹考虑，这种谨慎的做法，给予当地电力市场和新能源产业足够的时间来适应政策变化和市场发展 。海南海上风电项目按年上网电量的 80% 确定，陆上风电和光伏项目按年上网电量的 75% 确定，2025 年竞价时暂按全部上网电量 85% 进行申报，根据不同项目类型设定保障比例，体现了对海上风电等优势项目的支持 。山西机制电量申报总规模与核定总规模比率原则上不低于 1.2，确保竞争有效，通过保障充足的竞争，促进新能源项目在市场中实现优胜劣汰 。甘肃单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的 80%，限制单个项目的机制电量比例，推动项目在市场中公平竞争 。
各地增量项目保障比例与当地新能源发展规划和消纳能力密切相关 。新能源资源丰富、消纳能力较强的地区，如新疆、蒙西等地，可能会逐步降低保障比例，促进新能源项目全面参与市场；而电力需求旺盛、消纳压力较大的地区，如山东、广东等地，保障比例的设定需在促进竞争和保障消纳之间寻求平衡 。保障比例对增量项目发展具有重要引导作用，合理的保障比例能为项目提供稳定的收益预期，吸引投资，推动新能源产业发展；过高或过低的保障比例都可能对项目发展产生不利影响，过高会导致项目缺乏市场竞争力，过低则可能使项目面临较大风险，影响投资积极性 。
九地执行期限对比
存量项目执行期限
在存量项目执行期限方面，蒙东和蒙西规定纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满 20 年后，不再执行机制电价，若原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行 。这种设置给予存量项目较长的收益保障周期，使得项目在相对稳定的政策环境下运营，对于早期投资建设的新能源项目，20 年的期限基本覆盖了项目的主要投资回收期，保障了投资者的合理回报 。新疆存量项目执行期限取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满 20 年剩余年限中的较小者 ，这种方式既考虑了项目的实际运行情况，又设定了最长的保障期限，避免项目长期依赖机制电价，促进项目在规定期限内不断提升自身竞争力 。
山东存量项目执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数确定 ，以保障项目在剩余生命周期内的收益稳定，与项目的实际运营周期紧密结合，确保投资者在项目剩余年限内能够收回投资成本并获取一定收益 。广东虽然未明确存量项目执行期限细则，但根据其政策导向，大概率会在保障项目平稳过渡的前提下，结合本地新能源发展情况和市场需求进行设定 。湖南、山西、海南、甘肃在执行期限设定上，也会依据自身的能源发展规划、电力市场供需状况以及对存量项目的扶持力度等因素综合考虑 。比如，湖南可能会结合当地电力供需的季节性变化和新能源项目的实际运营情况，对执行期限进行动态调整；山西或许会考虑传统能源与新能源的协同发展关系，确定合适的执行期限；海南可能会根据海岛能源供应的特殊性，保障存量项目在一定期限内稳定运营；甘肃则可能会围绕新能源资源的开发利用和外送需求，设定执行期限 。
执行期限的差异对存量项目收益和市场预期影响显著 。较长的执行期限，如蒙东、蒙西等地的 20 年期限，为项目提供了稳定的收益预期，吸引长期投资，有利于项目的持续运营和技术改造升级；而相对灵活的执行期限设定，如新疆根据项目剩余生命周期确定，能更好地适应不同项目的实际情况，激励项目提高运营效率 。合理的执行期限设置能稳定市场预期，增强投资者信心，促进新能源产业的健康发展；反之，若执行期限过短，可能导致项目收益无法保障，影响投资者积极性，阻碍新能源产业的稳定发展 。
增量项目执行期限
增量项目执行期限上，各地也各有不同 。新疆考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限设定为 10 年 ，这一期限在保障项目收回投资成本的同时，也促使项目在规定时间内适应市场竞争，提高运营效益 。广东海上风电项目执行期为 14 年，其他新能源项目为 12 年 ，较长的执行期限体现了广东对海上风电等新能源项目长期稳定发展的支持，与粤港澳大湾区的能源转型战略相契合 。湖南增量项目执行期限同样为 10 年 ，通过明确的执行期限，为增量项目提供了相对稳定的政策环境，吸引投资的同时，也激励项目在 10 年内不断提升竞争力 。
山东目前尚未明确增量项目执行期限 ，但根据其政策导向，后续可能会综合考虑本地新能源发展规划、市场竞争情况以及项目投资回报周期等因素确定 。蒙东和蒙西目前暂不安排新增纳入机制的电量，后续若安排，执行期限将由自治区价格主管部门会同能源主管部门明确 。海南海上风电项目执行期限为 14 年，陆上风电和光伏项目为 12 年 ，与广东类似，对海上风电给予较长执行期限，以支持其发展 。山西、甘肃在执行期限设定上，也会根据自身能源发展需求和市场情况进行决策 。比如，山西可能会围绕能源转型目标，确定合适的执行期限，促进新能源项目在市场中有序发展；甘肃或许会结合新能源资源开发和外送计划，设定有利于项目投资回报和产业发展的执行期限 。
执行期限与新能源产业发展阶段性需求密切相关 。在新能源产业发展初期，较长的执行期限能吸引投资，促进产业规模扩张；随着产业逐渐成熟，适当缩短执行期限，能促使项目提高竞争力，推动产业高质量发展 。合理的执行期限对增量项目投资和市场活力影响深远，合适的期限能为投资者提供清晰的收益预期，吸引投资，激发市场活力；若执行期限不合理，过长可能导致项目缺乏竞争动力，过短则可能使投资者望而却步，抑制市场活力 。
对比总结与政策建议
在机制电价方面，存量项目上，各地主要参考当地煤电基准价，价格区间在 0.25 - 0.45 元 / 千瓦时，山东、湖南等地电价相对较高，保障了存量项目收益；新疆对补贴和平价项目进行细分定价，体现差异化 。增量项目机制电价多通过竞价形成，新疆、湖南等省份设置了明确竞价区间，蒙东、蒙西暂未安排新增纳入机制电量 。电价设定与地区资源禀赋、电力市场成熟度相关，资源丰富地区电价下限较低，市场成熟地区规则更完善 。
保障比例上，存量项目保障比例差异显著，山东参考外省非市场化率调整，广东按项目类型区分，湖南引入分月调节机制；新疆补贴项目保障比例低，推动市场化 。增量项目保障比例，山东通过申报充足率强化竞争，广东、海南等根据项目类型设定不同比例，蒙东、蒙西暂未安排 。保障比例受当地新能源发展规模、消纳能力和政策导向影响，发展规模大、消纳能力强地区保障比例相对低 。
执行期限上，存量项目多以全生命周期合理利用小时数或投产满 20 年为限，保障项目投资回报 。增量项目执行期限，新疆为 10 年，广东海上风电 14 年、其他 12 年，湖南为 10 年，山东未明确 。执行期限依据项目投资回收期、产业发展阶段确定，处于发展初期的项目或给予较长执行期限 。
优化机制电价设定方面，各地应结合本地新能源资源禀赋、电力市场供需状况以及成本变化趋势，科学动态调整机制电价 。对于资源优势明显地区，可适当降低电价下限，激励企业降本增效；电力需求旺盛地区，合理提高电价上限，吸引投资 。定期评估项目成本和市场价格，适时调整竞价区间和机制电价水平，确保电价既能反映市场供求，又能保障项目合理收益 。
合理调整保障比例上，综合考虑本地新能源消纳能力和发展规划，灵活调整保障比例 。新能源消纳压力大地区，适度提高保障比例，促进新能源消纳；消纳能力强地区，逐步降低保障比例，增强项目市场竞争力 。建立动态调整机制，根据电力市场供需、新能源装机规模等因素，每年或定期调整保障比例 。
科学确定执行期限上，依据新能源项目投资回收期、技术进步和产业发展阶段，精准确定执行期限 。处于产业发展初期、投资回收期长的项目，给予较长执行期限；技术成熟、投资回收快的项目，适当缩短执行期限 。鼓励项目在执行期限内进行技术升级改造，提升竞争力，对提前达到高效运营标准的项目，可适当缩短执行期限并给予奖励；对运营效率低的项目，延长执行期限并加强监管 。通过这些针对性建议，各地可进一步完善 136 号文省级细则，推动新能源产业在市场化进程中实现高质量、可持续发展 。
