（来源：北极星光伏学社）
（截至2025年7月，文末下载所有原件）
📌 国家层面：发改价格〔2025〕136号文于2025年2月9日发布，明确改革框架
一、政策框架与全国统一要求
政策下发时间：国家层面：发改价格〔2025〕136号文于2025年2月9日发布，明确改革框架。地方细则：山东（2025年5月7日）、广东（2025年5月12日）、湖南（2025年6月）、内蒙古（2025年6月25日）、新疆（2025年6月25日）等省份陆续出台实施细则。
🔋 核心机制
存量项目（2025年6月1日前投产）：机制电价衔接现行煤电基准价，保障电量按"非市场化比例"衔接，执行期限延续全生命周期或20年。
增量项目（2025年6月1日后投产）：机制电价通过竞价确定（上限不高于煤电基准价），保障电量动态调整，执行期限按投资回收期（10-14年）。
差价结算：市场价低于机制电价时补差价，高于时退回差额，纳入系统运行费用。
二、分省政策对比
（注：以下按政策下发时间排序，未出台细则的省份暂不列入）
🌞 山东省
政策下发时间：2025年5月7日（征求意见稿）
存量项目：- 机制电价：0.3949元/千瓦时（煤电基准价上限）- 保障比例：未明确，参考外省非市场化率确定- 执行期限：全生命周期或20年（以先到为准）
增量项目：- 机制电价：竞价确定（上限0.3949元），申报充足率≥125%- 保障比例：未明确，但要求工商业分布式光伏年自发自用比例≥50%- 执行期限：按投资回收期动态调整（如风电12-14年、光伏10年）
🌊 广东省
政策下发时间：2025年5月12日（征求意见稿）
存量项目：- 机制电价：与煤电基准价衔接，未明确具体数值- 保障比例：2025年增量项目机制电量占比≤90%- 执行期限：海上风电14年，其他新能源12年
增量项目：- 机制电价：竞价形成（上限0.4207元），按报价从低到高确定- 保障比例：未明确，但要求中长期交易占比≤35小时/月- 执行期限：海上风电14年，其他新能源12年
🌾 内蒙古（蒙东/蒙西）
政策下发时间：2025年6月25日
蒙东：- 机制电价：0.3035元/千瓦时（煤电基准价）- 保障比例：带补贴项目现货前790小时、现货后380小时- 执行期限：合理利用小时数或20年- 存量项目：- 增量项目：暂不安排机制电量，全面参与现货市场
蒙西：- 机制电价：0.2829元/千瓦时（煤电基准价）- 保障比例：分布式光伏/扶贫项目100%保障- 执行期限：合理利用小时数或20年- 存量项目：- 增量项目：暂不安排机制电量，现货申报限价±0.05元
🏔️ 新疆
政策下发时间：2025年6月25日
存量项目：- 机制电价：补贴项目0.25元/千瓦时，平价项目0.262元/千瓦时- 保障比例：补贴项目30%、平价项目50%- 执行期限：补贴项目至剩余全生命周期，平价项目10年
增量项目：- 机制电价：竞价区间0.15-0.262元，分风电/光伏类别- 保障比例：50%（暂定）- 执行期限：10年（投资回收期设定）
🌉 湖南省
政策下发时间：2025年6月（网络版本）
存量项目：- 机制电价：0.45元/千瓦时（光伏扶贫项目全额保障）- 保障比例：分布式光伏80%、扶贫项目100%- 执行期限：剩余合理利用小时数或20年
增量项目：- 机制电价：竞价形成（上限0.38元），按月动态调节比例- 保障比例：2025年20%，后续按需调整- 执行期限：10年
⛰️ 山西省
政策下发时间：2025年6月（网络版本）
存量项目：- 机制电价：延续现行煤电基准价- 保障比例：未明确，按剩余利用小时数执行- 执行期限：全生命周期或20年
增量项目：- 机制电价：月度实时市场加权均价（初期暂不参与费用分摊）- 保障比例：未明确，但需参与现货市场- 执行期限：按投资回收期动态调整
🏝️ 海南省
政策下发时间：2025年6月（征求意见稿）
存量项目：- 机制电价：海风0.4298元/千瓦时，光伏/陆风0.3998元/千瓦时- 保障比例：2023年前项目100%，2025年项目80%- 执行期限：海风14年，其他12年
增量项目：- 机制电价：竞价形成（上限0.4298元）- 保障比例：未明确，但需扣减2026年前运行时间- 执行期限：海风14年，其他12年
🌄 甘肃省
政策下发时间：2025年6月（网络版本）
存量项目：- 机制电价：0.3078元/千瓦时（煤电基准价）- 保障比例：分布式光伏全额保障- 执行期限：合理利用小时数或20年
增量项目：- 机制电价：竞价区间0.15-0.262元，严惩延期投产项目- 保障比例：≤80%- 执行期限：12年
🌿 广西（注：官方已辟谣，但网络版本存在）
政策下发时间：2025年6月（网络版本）
存量项目：- 机制电价：分布式光伏0.4207元/千瓦时，集中式0.324元/千瓦时
- 保障比例：分布式100%，集中式按非市场化比例
- 执行期限：剩余合理利用小时数或20年
增量项目：- 机制电价：竞价上限0.4207元- 保障比例：≤80%- 执行期限：12年
📝 山西（补充说明）
特殊政策：自然人户用分布式光伏纳入机制电价后，追补清算电费。
三、政策差异与趋势分析
1. 机制电价差异：- 高保障区：海南（0.4298元）、山东（0.3949元）机制电价较高，反映资源稀缺性。- 低保障区：甘肃（0.3078元）、新疆（0.15-0.262元）电价较低，匹配低成本资源区。
2. 保障比例分化：- 分布式光伏：甘肃、湖南、海南全额保障，山东、新疆按比例限制。- 增量项目：广东、湖南设定动态调节机制，蒙东蒙西完全市场化。
3. 执行期限灵活性：- 长周期：海南海风14年，其他项目12年。- 短周期：甘肃增量项目12年，新疆10年，加速资金回笼。
4. 市场化进程：- 先锋地区：蒙东蒙西增量项目无保障比例，全面竞价。- 过渡地区：新疆、山西保留部分保障电量，逐步过渡。
四、地方创新政策亮点
山东：设置125%充足率门槛，淘汰低效项目。
湖南：按月动态调节保障比例（保供月96%、消纳月64%）。
甘肃：严惩延期投产项目，禁止3年内参与竞价。
海南：分类竞价（海风与陆风上限差异）。
五、总结
136号文推动新能源电价全面市场化，但地方细则呈现显著差异：
存量项目：以煤电基准价为锚，保障比例梯级递减，执行期限延续原有框架。
增量项目：竞价机制主导，保障比例严控，执行期限与投资回收期挂钩。
区域策略：资源富集区（如新疆、甘肃）压低电价，负荷中心（如山东、广东）侧重稳定收益。
未来需关注现货市场建设、绿证协同及储能商业模式创新，以应对市场化波动风险。
