（来源：北极星光伏学社）
各省份136号文政策汇总及实施方案最新动态（截至2025年8月）
一、政策背景与总体框架
国家发改委、能源局于2025年2月发布的《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，简称“136号文”），要求新能源项目上网电价全面市场化，并建立“全部入市+机制托底”的政策框架。各地需在2025年底前出台实施细则，核心内容包括：
• 存量项目：以煤电基准价为托底电价，保障平稳过渡；
• 增量项目：通过竞价形成电价，设置执行期限；
• 差异化设计：结合区域资源禀赋、消纳能力及市场成熟度调整政策。
二、各省份政策要点汇总
1. 山东省
• 存量项目：
• 机制电价：煤电基准价0.3949元/kWh；
• 执行期限：全生命周期合理利用小时数剩余时间或投产满20年（较早者）；
• 保障比例：参考外省非市场化率设定上限，确保平稳衔接。
• 增量项目：
• 竞价机制：2025年8月首次组织竞价，申报充足率≥125%；
• 机制电价上限：未明确，但要求参考电站造价折算度电成本；
• 执行期限：按技术类型分类（如海上风电14年、光伏12年）。
• 其他：
• 禁止强制配储，储能收益转向现货套利和辅助服务；
• 绿电交易绿证收益按“合同电量-机制电量-用户用电量”最小值确定。
2. 甘肃省
• 存量项目：
• 机制电价：0.3078元/kWh；
• 执行期限：剩余全生命周期小时数或投产满20年（较早者）；
• 保障比例：全额纳入机制电量（扶贫、特许经营等项目）。
• 增量项目：
• 竞价机制：年度竞价，申报电量≤80%总上网电量；
• 机制电价上限：未明确，但需参考煤电基准价；
• 执行期限：12年。
• 其他：
• 分布式光伏可自主或聚合参与竞价；
• 现货市场全电量结算，中长期签约比例不设下限。
3. 广东省
• 存量项目：
• 机制电价：煤电基准价0.453元/kWh；
• 执行期限：未明确，与存量政策衔接；
• 保障比例：申报上限≤90%，扣除已成交中长期/绿电电量。
• 增量项目：
• 竞价机制：分类竞价（海风/风电/光伏），海上风电执行14年；
• 机制电价上限：未明确，但需考虑用户承受能力；
• 执行期限：海上风电14年，其他新能源12年。
• 其他：
• 探索虚拟电厂聚合规则；
• 绿电交易与现货市场衔接。
4. 新疆维吾尔自治区
• 存量项目：
• 补贴项目：机制电价0.25元/kWh；
• 平价项目：0.262元/kWh；
• 执行期限：剩余全生命周期小时数或投产满20年。
• 增量项目：
• 竞价机制：边际出清定价，年度竞价一次；
• 机制电价区间：0.15-0.262元/kWh；
• 执行期限：10年。
• 其他：
• 机制电量占比50%，外送绿电为主；
• 取消强制配储，储能收益依赖现货市场。
5. 蒙东与蒙西
• 存量项目：
• 机制电价：蒙东0.3035元/kWh，蒙西0.2829元/kWh；
• 执行期限：现货运行前保障小时数（如蒙东风电790小时），运行后降至380小时。
• 增量项目：
• 竞价机制：暂不安排新增机制电量；
• 执行期限：无明确限制，完全市场化。
• 其他：
• 现货申报下限-0.05元/kWh，上限1.5元/kWh；
• 鼓励分布式光伏聚合参与市场。
6. 湖南省
• 存量项目：
• 机制电价：煤电基准价0.45元/kWh；
• 执行期限：剩余全生命周期小时数或投产满20年；
• 保障比例：光伏扶贫项目全额纳入，其他项目80%。
• 增量项目：
• 竞价机制：年度竞价，申报上限0.38元/kWh，下限0.26元/kWh；
• 执行期限：10年；
• 月度分解：保供月份机制电量比例上浮20%，消纳困难月份下调20%。
• 其他：
• 风光分开竞价，储能收益依赖辅助服务市场。
7. 海南省
• 存量项目：
• 竞配项目：执行原电价；
• 其他项目：煤电基准价0.4298元/kWh；
• 执行期限：按投产时间阶梯递减（如2025年投产项目执行80%）。
• 增量项目：
• 竞价机制：海上风电单独竞价，陆上风光统一竞价；
• 机制电价区间：海上风电0.35-0.4298元/kWh，陆上风光0.2-0.3998元/kWh；
• 执行期限：海上风电14年，陆上风光12年。
• 其他：
• 机制电量占比75%-80%，侧重外送与本地消纳平衡。
8. 山西省
• 存量项目：
• 机制电价：与现行煤电基准价衔接；
• 执行期限：剩余全生命周期小时数或投产满20年。
• 增量项目：
• 竞价机制：充足率≥1.2（即20%项目淘汰）；
• 机制电价上下限：由发改委综合成本、供需等因素动态调整。
• 其他：
• 非水可再生能源消纳权重优先衔接；
• 储能收益转向现货套利。
9. 上海市
• 存量项目：
• 机制电价：煤电基准价0.4155元/kWh；
• 执行期限：剩余全生命周期小时数或投产满20年。
• 增量项目：
• 竞价机制：年度竞价，申报充足率下限未明确；
• 机制电价上限：0.4155元/kWh，下限按固定成本折算。
• 其他：
• 绿电交易不单独组织集中竞价；
• 风光分类结算均价。
10. 浙江省
• 存量项目：
• 机制电价：继续执行现行政策；
• 执行期限：未明确。
• 增量项目：
• 竞价机制：90%电量按煤电基准价结算，10%按现货实时价；
• 执行期限：未明确。
• 其他：
• 储能收益依赖现货市场价差；
• 分布式光伏自主参与竞价。
三、政策共性与差异分析
1. 共性特征
• 存量托底：普遍采用煤电基准价（0.25-0.45元/kWh），保障项目收益稳定性；
• 增量竞争：通过竞价形成电价，设置执行期限（10-14年），引导理性投资；
• 市场衔接：取消强制配储，储能收益转向现货套利和辅助服务。
2. 区域差异
• 东部负荷中心（如山东、广东、海南）：
• 倾向高保障比例（80%-90%）、长周期（12-14年），吸引投资；
• 绿电需求旺盛，竞价上限较高（如海南海上风电0.4298元/kWh）。
• 西部资源基地（如新疆、蒙东、蒙西）：
• 压低机制电价（0.15-0.3元/kWh），推动外送消纳；
• 现货市场限价宽松（如蒙西下限-0.05元/kWh），鼓励跨省交易。
3. 创新机制
• 山东：引入申报充足率（≥125%），避免低效项目入围；
• 甘肃：分月度分解机制电量，动态调整保供与消纳月份比例；
• 湖南：扶贫项目全额纳入机制，其他项目按季节浮动执行比例。
四、政策影响与趋势展望
1. 对新能源投资的影响
• 收益分化：东部项目电价较高但竞争激烈，西部项目电价低但消纳压力小；
• 技术升级：低价区域（如新疆）倒逼企业降低度电成本，推动大容量组件和高效储能应用。
2. 对电力市场的影响
• 现货市场活跃度提升：山东、甘肃等省要求新能源全量参与现货，促进价格信号传导；
• 辅助服务市场扩容：调频、备用服务与现货联合出清，储能收益模式多元化。
3. 未来政策趋势
• 动态调整机制：山西、海南等省提出根据消纳权重和用户承受能力调整竞价参数；
• 跨省协同：新疆、甘肃推动绿电外送与消纳责任权重挂钩，促进区域资源优化。
五、总结
136号文通过“存量托底+增量竞争”框架，推动新能源全面市场化。各省份结合自身资源与市场特点细化政策，东部侧重保障收益吸引投资，西部通过低价竞价促进外送。未来需关注现货市场建设、储能商业模式创新及跨省消纳机制完善，以实现新能源高质量发展目标。
