自2月9日，国家发改委发布《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)以来，新能源领域最受关注的，就是各省承接136号文的省级细则。
根据公开消息，截至目前，全国已经有山东、广东、蒙东、蒙西、湖南、新疆、山西、浙江、辽宁、海南、宁夏等11个省份下发了“136号文”的承接文件或征求意见稿。
在此背景下，新能源项目开发正迎来截然不同的市场环境与经济逻辑。如何在新政策框架下抢占先机、实现效益最大化，已成为行业聚焦的核心命题。
新能源电量全面进入市场，正倒逼电力现货市场加速建设。从短期看，在新能源全面入市初期，受市场竞争加剧与新能源发电波动性等因素影响，上网电价存在较大下行压力，这将影响投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性，部分存量保障性项目的收益也可能出现下滑。
长期来看，随着省级实施细则逐步明确，“多退少补” 的差价结算机制将为新能源项目提供稳定的 “价格锚点”，既能稳定企业收益预期，也能在一定程度上缓解市场电价大幅波动带来的风险。未来电力市场将呈现六大特征：交易核心化、资源比较化、成本敏感化、风光差异化、储能价值化、模式多元化。
详情如下
山东
5月7日，山东省发展和改革委员会发布《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》。
根据文件：
2025年5月31日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时 0.3949 元(含税);
2025年6月1日起投产的增量新能源项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。
设置申报充足率下限，2025年竞价申报充足率不低于125%，核心在于引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本。
竞价时按申报价格从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。支持分布式光伏企业委托代理商参与竞价工作,初期分布式光伏代理商应参考售电公司相应资质。
2025年竞价工作原则上于6月份组织。
自2026年起竞价工作原则上于前一年10 月份组织。各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等的前置条件。
纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。
广东
5月12日，按照广东省发展改革委工作部署，广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则(征求意见稿)》及《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则(征求意见稿)》，广泛征求意见。
文件显示，2025年中期将组织首次竞价交易，范围为2025年6月1日后投产、核准、备案的新能源项目，参与首次竞价的项目需在2025年12月31日前投产。
竞价电量规模由广东省发改委、能源局确定，并在竞价前公布，申报信息包括机制电量比例、机制电价等。
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%。
竞价机制：采用集中竞价的方式开展竞价交易。
根据新能源项目的申报电量比例，按照近三年同类型历史小时数、项目容量计算新能源项目申报比例对应的电量绝对值。将电量绝对值按新能源项目报价从低到高进行排序。
价格相同时，按照申报时间优先方式确定排序，直至满足竞价总规模，竞价总规模内的新能源项目全部成交。
成交的最后一个项目申报比例全额成交。本次竞价交易的所有入选项目机制电价按入选项目的最高报价确定，机制电量比例为申报的机制电量比例。
执行期限：增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。增量项目参与竞价成功后，未投产项目的执行起始时间按照竞价时申报的投产时间确定;已投产项目按照入选时间确定。
需要强调的是，增量项目参与竞价成功后，未投产项目的实际投产时间较竞价时申报投产时间延迟6个月以内，可保留竞价结果，实际投产日期之前合同覆盖电量自动失效、不予结算。延迟6个月及以上，则当次竞价入选结果作废，并取消三年内该项目的竞价资格。
投产时未满足“四可”(可观、可测、可调,可控)要求的光伏、风电项目，在满足“四可”要求前机制电量自动失效、不予结算，机制电价执行起始日期不变。
若新能源项目已执行机制电价仍登记参与竞价交易，该项目当次竞价入选结果作废。
蒙东
5月29日，内蒙古自治区发改委、能源局印发《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
根据文件，在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上，推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易，实现新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
蒙东电力现货市场运行后，推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场。现货市场申报价格上限暂定为1.5元/千瓦时;考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，申报价格下限暂定-0.05元/千瓦时。
存量项目：
电量规模：衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定，保持该部分电量收益基本稳定。
一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等项目的实际上网电量;二是现货市场连续运行前，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目继续按照790小时、635小时、1900小时、1900小时对应的电量安排(2025年按照剩余月份相应比例折算);现货市场连续运行后，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目分别按照380小时、420小时、760小时、720小时对应的电量安排。
相关新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得超过上一年。
机制电价：纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价(0.3035元/千瓦时)。当市场环境发生重大变化时，结合市场价格运行实际适时调整机制电价水平。
执行期限：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。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。
增量项目：
为促进集中式、分布式(分散式)等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。后续根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及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。
若后续年度安排纳入机制的电量，可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，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，委托国网蒙东电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。
本实施方案自2025年7月1日起实施。
蒙西
5月30日，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
存量项目
电量规模，衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定，保持该部分电量收益基本稳定。一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的实际上网电量;二是带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目(不含中标价格低于蒙西煤电基准价项目)分别按照215小时、250小时、1220小时、1210小时对应的电量安排(2025年按照剩余月份相应比例折算);三是执行固定电价的新能源项目实际上网电量。相关新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得超过上一年。
机制电价，纳入机制的电量机制电价为蒙西煤电基准价(0.2829元/千瓦时);执行固定电价的新能源项目上网电量的机制电价仍按照原核定电价确定。
执行期限，参照《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发〔2013〕24号)、《财政部关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》(财建〔2020〕426号)等文件规定，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。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。
增量项目
为促进集中式、分布式(分散式)等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。后续根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及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。
若后续年度安排纳入机制的电量，可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，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，委托内蒙古电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。
湖南
日前，湖南省发改委关于印发《湖南省深化新能源上网电价市场化改革实施细则(暂行)》的通知文件。
存量项目
扶贫项目电量全额纳入机制电量，常规分布式以及集中式新能源机制电量比例为80%，机制电价为0.45元/kWh，执行期限为项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定。
在增量项目中，2025年新增项目纳入机制电量的比例按2025年参与竞价的风电、光伏项目年上网电量的20%确定，2026年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素动态调整。
另外，单体项目最高申报比例不得超过全部上网电量的80%。
在机制电价方面，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，执行期限为10年。
2025年竞价上限为0.38元/千瓦时，下限为0.26元/千瓦时，2026年及以后竞价上限和下限根据湖南省实际再具体明确。
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。如多个项目按出清价格申报，则按申报电量占比分配剩余竞价电量。
新疆
根据文件，
存量项目
补贴项目：机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%;
平价项目：机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的50%。
增量项目
机制电价：需通过竞价形成;
竞价区间暂定0.15~0.262元/千瓦时;竞价工作每年组织一次，由已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与。
机制电量比例：暂为其上网电量的50%。
山西
文件提出，参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电价格政策执行;外送通道配套新能源项目按照国家有关规定执行，暂不纳入我省机制电价实施范围。
从机制电量看，存量项目机制电量规模，与现行具有保障性质的相关电量规模政策衔接，按照具体项目核定机制电量比例(机制电量占上网电量的比例)，新能源项目可在核定值范围内每年自主确定机制电量比例，但不得高于上一年。
增量项目机制电量规模，与现有新能源非市场化电量比例适当衔接，初期分风电和光伏两种类型分别确定。具体项目的机制电量通过竞价确定。
竞价上、下限由省发展改革委综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力、引导有序竞争等因素确定并适时调整。
为确保竞争有效，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，否则相应调减核定机制电量规模直至满足比率要求。
机制电价。存量项目与现行价格政策衔接，机制电价水平按不高于现行燃煤发电基准价格(0.332元/度)确定。
增量项目机制电价水平通过竞价确定，每年组织已投产和未来12个月内计划投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期分风电和光伏发电两种类型组织，不具备充分竞争情况下，合并组织。
执行期限。存量项目按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份(具体到月)与投产满20年对应年份(具体到月)早者确定。
甘肃
7月14日，甘肃发改委发布关于公开征求《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案(征求意见稿)》意见的公告。
存量项目：纳入机制的电量规模为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时。
执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定;全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。
增量项目：1)电量规模。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。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%。
2)机制电价。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。新能源企业在省发展改革委制定的价格上、下限内申报电量和电价进行竞价，按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。存在两个以上项目按机制电价入选，则根据申报电量比例分配;申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配。
3)执行期限。确定为12年。
4)原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。
海南
7月10日，海南省发改委发布关于公开征求《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案(征求意见稿)》意见的通知，通知提出：
存量项目：
机制电量比例：
2023年以前投产的项目，其全部上网电量纳入机制电量;
2023年投产的项目，机制电量比例取90%;
2024年投产的项目，机制电量比例取85%;
2025年1月1日至2025年5月31日投产的项目，机制电量比例取80%。
机制电价。竞配式并网项目执行原竞配价格，其余项目均按我省煤电基准价0.4298元/千瓦时执行。
增量项目：
机制电量比例：
2025年6月1日至2026年12月31日期间新建投产的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。
电价：
竞价电量上限。单个项目申报电量规模不得高于其全部上网电量，2025年竞价时暂按其全部上网电量85%进行申报，以后每年单个项目申报电量上限比例在发布竞价通知时明确。
执行期限及竞价上下限。海上风电项目：14年;竞价上下限：0.35~0.4298元/千瓦时;陆上风电项目和光伏项目：12年，到期后不再执行机制电价;竞价上下限：0.20~0.3998元/千瓦时。
浙江
7月11日，浙江省发改委、浙江省能源局发布《关于做好新能源上网电价市场化改革过渡期有关结算事项的通知》，规定6月1日至正式出台省级入市政策前过渡期电价政策。
过渡期新能源存量项目继续执行现行价格政策及市场规则。
增量项目90%上网电量执行省煤电基准价，10%上网电量暂按照当月现货实时市场发电侧同类项目(分风电、光伏两类)电能量加权均价结算电能量电费，计算电能量加权均价时只考虑以“报量报价”方式参与现货市场的新能源项目，不分摊(分享)辅助服务费用、成本补偿费用等市场费用。
辽宁
日前，辽宁省下发了《深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的征求意见稿。
存量项目：
机制电量。纳入机制的电量规模妥善衔接辽宁省现行保障性优先发电电力电量平衡相关政策，单个项目每年纳入机制的总规模原则上不得高于上一年水平。
机制电价为0.3749元/千瓦时。
执行期限。按各项目剩余全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定。
增量项目：
机制电量：按增量项目上网电量的55%确定，单体项目申报电量上限为90%。
机制电价：上限0.33元/度，下限0.18元/度。
执行期限：综合考虑同类项目回收初始投资的平均期限确定，2025年执行期限为12年。
宁夏
7月28日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》公开征求意见的公告(进行中)。
存量项目
衔接现行保障性新能源电量规模，分布式(分散式)项目上网电量全部纳入机制电量，集中式光伏、风电项目上网电量中纳入机制电量的比例各为10%。
机制电价为宁夏燃煤发电基准价(0.2595元/千瓦时)。执行期限按照项目达到全生命周期合理利用小时数与项目投产满20年较早者确定。执行固定电价的新能源项目，按照原核定电价执行。
增量项目
初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。
每年新增纳入机制的电量规模，可根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素适时调整。增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。
已投产和未来12个月内投产、且未纳入机制执行范围的新能源项目自愿参与竞价。
综合考虑合理成本收益、绿色价值、市场供需、用户承受能力、有序竞争等因素，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时，后续视情况调整。
竞价时按报价从低到高排序确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。
纳入机制的增量项目执行期限为10年。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202507/31/50005132.html
