截止目前，除西藏外，我国其余内陆省份关于“136号文”的承接文件推进工作已有显著进展。
其中：
6省竞价结果出炉：山东云南甘肃新疆江西广东
10省竞价正在进行：上海黑龙江安徽广东河北重庆青海天津宁夏辽宁
25省发布136号文正式文件：内蒙古（包含蒙东、蒙西）、海南、甘肃、吉林、安徽、重庆、云南、新疆、河北（河北南网、冀北电网）、青海、湖南、天津、黑龙江、湖北、陕西、江苏、广东、山东、福建、浙江、辽宁、宁夏、四川、江西、上海
4省发布136号文征求意见：山西、贵州、北京、河南
六省竞价结果
山东（10月14日公示）：风电机制电价0.319元/千瓦时（59.67亿千瓦时），光伏0.225元/千瓦时（12.48亿千瓦时），风电占比86%。
云南（9月29日公示）：风电0.332元/千瓦时，光伏0.33元/千瓦时，接近当地煤电基准价。
新疆（10月15日公示）：风电0.252元/千瓦时（185亿千瓦时），光伏0.235元/千瓦时（36亿千瓦时），贴近成本价。
甘肃（10月16日公示）：风光同场竞价，全部以下限0.1954元/千瓦时成交（8.3亿千瓦时）。
江西（10月28日公示）：分布式光伏主导，光伏0.33元/千瓦时（1.3亿千瓦时），风电0.375元/千瓦时（4.6亿千瓦时）。
广东（10月30日公示）：分布式光伏0.36元/千瓦时（46.5亿千瓦时）。
各省“136”号文承接文件核心包含三类内容，分别是新能源上网电价改革“工作方案”、增量新能源竞价“竞价细则”以及配套支撑文件。
1.工作方案
核心目标是推动新能源上网电量全部进入市场，构建保障新能源可持续发展的价格结算机制。
明确两大基本原则，分别对存量新能源项目和增量新能源项目的管理方向作出界定。
2.竞价细则
落地进度方面，已有25省陆续发布本地竞价细则，形成区域性实施框架。
内容聚焦增量项目实操，明确竞价上下限标准、项目电量规模，同时划定各环节工作的时间节点。
3.其他配套文件
价差结算专项细则：广东、上海、江西等省份单独印发，清晰规定机制电价与现货电价的价差结算具体方式。
关联机制衔接文件：多个省份进一步明确电力市场交易规则、成本调查方法、容量补偿机制等内容，确保与机制电价有效衔接。
存量项目
执行范围：明确为2025年6月1日前并网的新能源项目。
机制电价：核心标准基本与当地燃煤基准上网电价挂钩，是项目收益的基础定价依据。
机制电量：规模设定与省内新能源保障性收购电量政策相衔接，确保项目发电量有稳定消化。
执行期限：多数省份按“双限原则”确定，即项目达到全生命周期合理利用小时数、项目投产满20年，以两者中较早的时间为准。
青海省无补贴风光项目执行期限为6年；广东省分类型设定，海上风电23年、陆上风电19年、光伏21年。
●机制电价
价格区间：全国存量项目机制电价整体落在0.2277元/kWh~0.453元/kWh区间，平均机制电价为0.3643元/kWh。
区域特征：呈现明显区域差异，西北地区机制电价普遍较低，其中甘肃、内蒙古（含蒙东、蒙西）、宁夏、青海四省（区）的电价水平在全国处于低位。
●机制电量
在明确机制电量比例的省份中，分布式与集中式项目的纳入规则存在明显差异：
分布式项目机制电量比例
多数省份明确分布式项目机制电量比例为100%，即上网电量全部纳入机制保障范围；仅湖南、湖北两省设定为80%。
扶贫类项目特殊规定：云南、江西、河北南网、湖南、湖北、甘肃、蒙西、蒙东、四川9个省份，单独明确扶贫类分布式项目机制电量比例统一为100%，优先保障扶贫项目收益。
分类型/分条件细化：
河北南网：≥10kV工商业分布式光伏80%，其他类型分布式100%。
海南：分布式项目机制电量范围为80%-100%，图表按最高比例100%计入。
河南：≥10(6)kV分布式光伏80%，≤380V分布式光伏100%。
江苏：户用分布式、光伏扶贫项目100%，其他分布式项目≤90%。
集中式项目机制电量比例
集中式项目机制电量纳入比例整体低于分布式，明确比例的省份中，集中式项目机制电量纳入比例区间为12.5%-100%，跨度较大。
高低比例代表省份：
最高比例：浙江省最高，为90%-100%；贵州、海南及广东部分类型新能源项目，最高比例也达到100%。
最低比例：湖北省最低，为12.5%。
蒙西、蒙东、青海以利用是小时数的形式明确存量机制电量的规模。
增量项目
执行范围：明确为2025年6月1日后并网的新能源项目，核心通过市场化竞价确定机制电量与机制电价。
竞价分类方式
主流分类：多数省份按风电、光伏两类分别开展竞价。
特殊分类：辽宁细分三类，即陆上风电、海上风电、光伏；黑龙江、甘肃等地采取风光统一竞价模式，简化分类流程。
分布式参与：分布式项目可通过直接参与或聚合代理的方式进入竞价环节。
机制电价与电量规则
机制电价：通过市场化竞价确定，核心约束为“上限基本不超过当地燃煤上网电价”，确保电价在合理区间内。
机制电量：分阶段动态调整，第一年纳入比例参考新能源非市场化电量比例；第二年及以后，结合国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等因素灵活调整。
执行期限
以同类项目初始投资回收期为参考依据，执行期限基本设定在10-14年，匹配项目收益周期。
竞价上下限：
明确电价的省份中，增量项目竞价范围整体落在0.0094~0.453元/kWh，省份间差异显著。
下限区间为0.0094~0.26元/kWh，多数省份下限集中在0.2元/kWh左右。山东下限最低，为0.0094元/kWh；天津明确不设置下限，河南初期按先进电站造价折算的度电成本设定下限、后续拟取消，两地实际下限或低于山东。
未明确具体下限的地区，多参照河南初期模式，按先进电站度电成本设定下限，初步保障项目“成本回收”。
上限区间为0.24~0.453元/kWh，多数省份上限集中在0.35元/kWh左右。广东上限最高，为0.453元/kWh，是目前全国增量项目竞价上限的最高水平。
机制电量申报上限
单个项目申报上限：多数省份设定在80%~90%（首次申报区间）；青海、河南两类项目申报上限为100%，即仅要求申报电量不超过项目实际上网电量即可。
机制电量整体比例：全国范围基本落在10%~80*区间，省份间因项目类型、区域消纳能力差异呈现明显跨度。
新能源上网电量全部进入市场，不仅重塑新能源收益模式，更从多维度推动电力市场制度优化及跨市场协同衔接，具体进展如下：
现货市场优化
核心方向是调整现货交易规则、优化市场价格形成机制，重点适当放宽申报价格上下限，提升市场对供需变化的响应能力。
申报价格上限：结合当地工商业用户尖峰电价水平、电力市场实时供需状况等因素综合确定，确保价格反映用电高峰时段的资源稀缺性。
申报价格下限：参考新能源在电力市场外可获取的其他收益，包括新能源财政补贴、绿色环境价值等，保障新能源在低价区间的基本收益空间。
中长期交易延伸
推动中长期交易向“更长周期”与“更短周期”两端延伸，同时提高交易组织频次，增强市场主体对电量规划的灵活性。
与现货市场联动，以现货市场价格信号为引导，优化中长期交易的峰谷分时机制，让中长期价格更贴合实际用电负荷特征。
鼓励长期协议签订：支持新能源发电企业与电力用户直接签订多年期购电协议，稳定双方预期；需注意的是，新能源参与中长期交易的申报电量上限，需先行扣减机制电量。
绿电绿证交易规范
交易组织方式：不单独开展集中竞价、滚动撮合等专项交易，纳入常规电力交易体系统筹推进。
价格申报要求：交易申报及成交环节，需分别明确“电能量价格”与“对应绿色电力证书价格”，实现电能量价值与绿色环境价值的清晰拆分。
配套机制保障
为平衡新能源市场收益与用户成本，专门建立价差结算机制：当市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平时，产生的价差部分将纳入系统运行费用，由全体工商业用户共同分摊（若市场价低于机制电价）或分享（若市场价高于机制电价），确保成本与收益在用户侧公平传导。
全国各省“136号文”承接（正式文件）
全国各省“136号文”承接（征求意见）
