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9月25日，安徽省发展改革委安徽省能源局关于印发《安徽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》的通知发布。安徽“136”号文的征求意见稿发布于8月29日，正式文件与征求意见稿相比，对在存量项目的电量规模、风光项目竞价的组织方式等内容进行了调整，具体如下：存量项目：2025年6月1日以前投产的新能源项目机制电价：按安徽省燃煤发电基准价执行。分散式风电、分布式光伏项目年机制电量比例为100%。

9月25日，海南省发展和改革委员会发布关于印发《海南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知，规定了存量项目和增量项目的电量规模、机制电价和执行期限，并给出了分类项目组织竞价时每类的竞价上下限。往后每年10月开展下一年的增量项目机制竞价工作。加快完善自愿参与日前市场机制。按照20年减去截至2025年12月31日项目已投产运行时间确定。

业主分配在63GW的光伏指标分配中，300多家企业获得项目建设资格。截至目前，云南已累计下发风光项目开发规模达17.1GW，项目落地进程稳步加快；宁夏亦同步加大新能源布局力度，2025年已释放14.1GW新能源指标，包含保障性光伏项目与绿电园区配套新能源项目。今年年初，辽宁完成了7GW海上风电竞配，光伏指标完成3GW左右。

机制电量上限与现行保障性政策衔接，后续必要时适当调整。2025年1月27日(不含)前竞争性配置的海上风电项目投产时间晚于2026年1月1日的，从投产次月1日起执行，其他新能源项目从2026年1月1日起执行。3)项目机制电量上限。单个项目申报机制电量上限为该项目全年预测电量的一定比例。自发自用余电上网模式的分布式新能源项目进行机制电量差价结算时应扣除自发自用电量。

“净零情景”下储能需求超过4000GW不久前，一份红头文件点亮了储能的未来。而截至2025年上半年末，国内新型储能装机规模为94.91GW。截至2024年，以磷酸铁锂为代表的锂离子电池储能累计装机占整体新型储能的96%。光伏龙头深度布局储能产业链储能市场广阔的成长空间，让很多光伏企业蠢蠢欲动，比如近期多家媒体报道称，此前坚称“不做储能”的某光伏龙头企业准备通过收并购的方式布局储能。而部分未雨绸缪的光伏企业，则率先吃到了这一轮储能红利。

从136号文到1192号文，从绿电直连到零碳园区，对光伏行业而言，思路非常清晰，趋势非常明朗，那就是要从过去的“上网模式”向未来的“消纳模式”转变，而这种转变是加速的，必须尽快适应新型电力系统的历史潮流。

9月19日，广东省发展改革委、广东省能源局联合发布了关于印发《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实施方案》的通知，根据文件：一、存量项目1、机制电量规模。按广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行。集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电量竞价。每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委、广东省能源局按照相关规定确定，并在竞价前予以公布。

随着136号文的实施以及今年以来限电比例的攀升，以风电、光伏为主要电力投资方向的央国企正普遍面临资产利润快速下滑的形势。

在光伏电力市场价格持续走低的趋势下，面对机制电价的不确定性，分布式光伏自发自用比例的高低成为决定项目收益的关键。各省自发自用比例差异截至目前，全国共有宁夏、辽宁、吉林、广西、海南、山西、山东、四川、内蒙古18省已经发布分布式新政相关文件。此外，不同地区的电价差异也直接影响分布式光伏自发自用保本比例，电价高的地区，对自发自用比例的要求相对较低；而电价低的地区，则需要更高的自发自用比例才能实现盈利。

9月15日，黑龙江省发展和改革委员会发布关于印发《黑龙江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》的通知。《方案》指出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目可报量报价参与市场交易,也可以接受市场形成的价格，支持分布式光伏项目直接或通过聚合方式参与市场交易。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国家跨省跨区送电相关政策执行。