2025年8月7日，山東省發(fā)展改革委印發(fā)《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》（魯發(fā)改價格〔2025〕576號），標志著《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）在山東正式落地。

8月8日，山東再發(fā)布“136號文”兩份重要的配套文件：《關于2025年新能源機制電價競價工作有關事項的通知》《山東省新能源機制電價競價實施細則》，正式啟動新能源機制電價競價工作。

據(jù)北極星售電網(wǎng)了解，截至目前，全國已有13個地區(qū)陸續(xù)出臺“136號文”省級承接文件，包括蒙東、蒙西、新疆、上海、山東、廣東、湖南、山西、海南、甘肅、遼寧、寧夏和浙江。

其中，蒙東、蒙西、新疆、上海、山東5個地區(qū)已正式下發(fā)省級文件；廣東、湖南、山西、海南、甘肅、遼寧、寧夏7個地區(qū)發(fā)布了征求意見稿；浙江則發(fā)布了過渡期文件。

（備注：廣西發(fā)改委此前澄清“正在梳理制定‘136號文’實施細則的工作思路，尚無正式文件版本上報審批”，因此，網(wǎng)絡流傳的《廣西壯族自治區(qū)新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施細則》《廣西壯族自治區(qū)深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》不在整理范圍之內）

本文主要從存量、增量項目的機制電價、機制電量比例、執(zhí)行期限等方面對以上13個地區(qū)的政策進行對比分析。

一、各地存量項目政策要點對比

“136號文”明確，新能源存量項目為2025年6月1日以前投產(chǎn)，機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r；機制電量規(guī)模，由各地妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策，新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年；執(zhí)行期限，按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定。

關于機制電價，除了廣東、浙江未明確，其余地區(qū)均明確將存量項目機制電價設定為（不高于）各地的燃煤發(fā)電基準價（廣東大概率也是執(zhí)行其燃煤發(fā)電基準價0.453元/kWh）。

關于機制電量規(guī)模，各地區(qū)規(guī)定差異較大。其中，內蒙古地區(qū)（蒙東、蒙西）分布式光伏/分散式風電/扶貧光伏、光熱發(fā)電等項目、湖南光伏扶貧項目、海南2023年以前投產(chǎn)的項目，甘肅扶貧類特許經(jīng)營權類/分布式光伏/平價示范/光熱發(fā)電項目，寧夏分布式（分散式）項目，其全部上網(wǎng)電量納入機制電量；上海最高按年度電量總規(guī)模的100%納入機制電量，年度電量總規(guī)模原則上按照該項目近3年上網(wǎng)電量均值確定；而山東、山西、遼寧、浙江地區(qū)未明確。

關于執(zhí)行期限，大部分地區(qū)以2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份與投產(chǎn)滿20年對應年份兩者較早者確定。

13個地區(qū)存量項目政策要點對比如下表：

二、各地增量項目政策要點對比

“136號文”明確，新能源增量項目為2025年6月1日起投產(chǎn)，機制電價由各地每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織；機制電量規(guī)模，由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定，單個項目申請納入機制的電量，可適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量；執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。

關于機制電價，原則上是以市場競價的形式來確定，部分地區(qū)設置了競價上下限。其中，山東競價上限風電、光伏均為0.35元/kWh，競價下限風電為0.094元/kWh，光伏為0.123元/kWh；新疆競價區(qū)間暫定0.15元/kWh-0.262元/kWh；湖南2025年競價區(qū)間暫定0.26元/kWh-0.38元/kWh；遼寧2025年競價區(qū)間暫定為0.18元/kWh-0.33元/kWh；寧夏競價區(qū)間暫定為0.18元/kWh-0.2595元/kWh；海南則規(guī)定競價上限不高于0.4298元/kWh。浙江明確增量項目90%上網(wǎng)電量執(zhí)行當?shù)孛弘娀鶞蕛r。總體來看，大部分地區(qū)要求增量項目競價上限不高于當?shù)厝济喊l(fā)電基準價。

關于機制電量規(guī)模，山東明確機制電量總規(guī)模94.67億千瓦時，其中風電81.73億千瓦時，光伏12.94億千瓦時，單個項目機制電量比例風電為70%，光伏為80%。

山東還規(guī)定，全額上網(wǎng)的源網(wǎng)荷儲、綠電直連等新能源就近消納項目的風電、光伏發(fā)電，以及2025年6月18日（含）以后投產(chǎn)的一般工商業(yè)光伏、2025年6月1日（含）以后投產(chǎn)的大型工商業(yè)分布式光伏等項目自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式中的上網(wǎng)電量部分均無法參與機制電價，要全部進入電力市場交易，這意味著僅集中式光伏、戶用光伏以及風電可以參與機制電價競價。

蒙東、蒙西由于2024年新能源市場化交易電量占比超90%，明確暫不安排新增納入機制的電量，成為全國率先完全市場化的兩個地區(qū)。廣東明確申報上限與存量項目機制電量比例銜接，不高于90%。遼寧明確，2025年競價時納入機制的電量規(guī)模按增量項目上網(wǎng)電量的55%確定。湖南、甘肅明確，單個項目申請納入機制的電量不高于其全部上網(wǎng)電量的80%。（新疆、上海暫未明確。）

關于執(zhí)行期限，新疆、湖南、寧夏執(zhí)行期限為10年，甘肅、遼寧、上海執(zhí)行期限為12年，山東、廣東、海南三省則區(qū)分了海上風電和其他新能源項目，其中山東明確深遠海風電15年，其他項目10年，廣東、海南海上風電執(zhí)行期限14年，其他新能源項目（海南為陸上風光和光伏）是12年。（其余地區(qū)未明確）

13個地區(qū)增量項目政策要點對比如下表：

三、各地政策創(chuàng)新要點

13個地區(qū)出臺的“136號文”省級承接文件，雖然都是在“136號文”基礎上出臺的相關細則，但都有其創(chuàng)新性要點。

山東設置申報充足率下限，風電、光伏競價申報充足率下限均為125%，也就是說不管申報電量規(guī)模如何，至少有25%的電量沒辦法入圍，引導新能源充分競爭，倒逼企業(yè)理性報價、有序競爭。

此外，還創(chuàng)新提出“雙軌制”代理模式：一方面，支持分布式新能源通過虛擬電廠等聚合平臺，由代理方代為參與現(xiàn)貨交易；另一方面，支持戶用分布式光伏自主或委托代理商參與競價。也就是說，分布式光伏項目既可以借助代理模式獲取市場收益、規(guī)避部分價格風險，且兩類代理渠道互不重疊，項目方能夠根據(jù)自身需求自主選擇。這一舉措將有效降低小微項目的市場參與門檻、破解入市難題，同時依托代理商的專業(yè)能力與規(guī)模效應，進一步提升市場競爭效率。

湖南提出按月調節(jié)保障比例的規(guī)則，即1、7、8、12月保供緊張月份，按照機制電量比例的1.2倍（96%）執(zhí)行；3-6月消納困難月份，按照機制電量比例的0.8倍（64%）執(zhí)行；其余月份正常執(zhí)行。這一機制既兼顧了保供穩(wěn)價的基本盤，又助力清潔能源消納，提升電力系統(tǒng)運行效率與可持續(xù)性。

甘肅要求懲罰延期投產(chǎn)，如實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)時間晚于6個月及以上，該項目當次競價入選結果作廢，并取消該項目投資企業(yè)所有新能源項目未來3年競價資格。這一措施將從根源上打擊“圈而不建”的行業(yè)痛點。

山西拓展發(fā)電側容量補償適用范圍，適時由煤電拓展至天然氣發(fā)電、風電、光伏、抽水蓄能、新型儲能等能提供有效容量的各類發(fā)電主體（不含已納入機制的新能源），容量補償實行統(tǒng)一的電價標準，并探索建立市場化容量補償機制，在發(fā)電側逐步形成“電能量+容量”的兩部制市場價格體系。

遼寧首創(chuàng)“差價結算+容量補償”驅動模式，新能源上網(wǎng)電量按所在節(jié)點的實時市場價格結算，新能源日前出清電量按所在節(jié)點的日前市場價格與實時市場價格作差價結算，新能源中長期合約電量按照新能源中長期合約價格與合約結算參考點的現(xiàn)貨市場價格作差價結算。此模式顯著降低了新能源企業(yè)的偏差考核風險，鼓勵其積極參與現(xiàn)貨市場，并更專注于提升預測精度以獲取更優(yōu)差價。

上海在增量項目競價下限規(guī)定中提到，初期可考慮新能源項目成本調查結果、新能源EPC市場報價等因素設定競價下限。這一做法通過實時追蹤項目實際成本構成（如設備采購、施工安裝等環(huán)節(jié)的市場價格波動），使下限設定更貼近行業(yè)真實成本水平。

結語

目前來看，全國已有近半數(shù)省區(qū)出臺了“136號文”承接文件，但如何落地執(zhí)行，還要具體參照各地新能源滲透率、市場建設程度和用戶承受能力等因素。未來，隨著各地政策的持續(xù)推進與完善，新能源上網(wǎng)電價市場化改革有望進一步深化，推動新能源行業(yè)高質量發(fā)展，為實現(xiàn)能源轉型和“雙碳”目標提供有力支撐。