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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。

2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式补贴项目机制电量比例为10%，2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10%。

9月11日，吉林发改委印发关于对《吉林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)》公开征求意见的公告。

9月8日，河北发改委印发关于公开征求《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》意见的公告。

2025年竞价工作不迟于11月底组织。机制电价扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照我省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行。“金太阳”项目按照我省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行。平价项目按照投产满12年确定。根据国家发展改革委工作时序要求，此次公开征求意见自2025年9月8日起，至9月12日结束。

9月8日，江西省发改委印发关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则意见的公告，推动新能源上网电量参与市场交易。存量项目机制电量比例，集中式新能源上限为80%，分布式新能源上限为100%。现向社会公开征求意见。本次征求意见的反馈截止时间为2025年9月14日。

《方案》明确存量集中式项目机制电量不超过上网电量的12.5%，加上目前约60%电量进入中长期市场通过中长期合约锁定收益，整体实现集中式新能源项目约80%电量的收益保障。《方案》将增量新能源项目收益与系统贡献有效衔接，推动新能源从“被动接入”向“主动支撑”转变。为适应湖北新型电力系统构建，《方案》建立了新能源发电技术指标达标激励约束机制，有奖有罚，对未达标项目实施经济性惩罚措施。

9月5日，北京市发改委发布《北京市深化新能源上网电价市场化改革工作实施方案》，要点如下：一、存量项目2025年6月1日（不含）前并网容量未达到核准（备案）容量的新能源项目，原则上视作存量项目，2025年6月1日（不含）前已并网容量部分对应的上网电量纳入机制，后续并网容量对应的上网电量不再纳入机制。公开征集意见时间为：2025年9月5日至10月4日。

2025年、2026年增量新能源项目竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定。后续年度竞价上下限水平另行明确。此外，《征求意见稿》指出，强化与储能发展政策协同。上述配储的新能源项目月度支持机制电量，2025年参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的支持小时数和分解原则确定，2026年起按12.5小时确定。