进入8月以来，上海、山东、甘肃、山西、黑龙江、贵州、重庆、云南、湖北等9省市出台“13号文”实施细则，截止目前已有19地市公布“136号文”承接方案！

其中蒙东、蒙西、浙江、上海、新疆、山东、甘肃、云南、湖北等9地出台了正式文件，湖南出台了内部讨论稿，广西、广东、山西、海南、辽宁、宁夏、黑龙江、重庆、贵州等9地均出台了征求意见稿。

光伏头条梳理19地政策文本，现从存量与增量项目机制电价、电量安排及执行期限等维度分析如下：

随着各地"136号文"实施细则公布，光伏投资的确定性日趋明朗，市场将迎来新的发展期。10月11日，2025第十届光伏产业大会将于在上海启幕！届时将邀请行业权威专家，分析、探讨“136号文”细则公布之后的市场趋势、投资高地以及投资风险等内容，助力光伏行业高质量发展。

存量项目：湖南、海南、广西电价最高

存量项目电价范围0.2595元/千瓦时-0.45元/千瓦时，湖南、海南、广西存量上网电价最高，宁夏、新疆、蒙西存量上网电价最低。

“136号文”明确，存量项目以煤电基准价为托底电价，保障平稳过渡。在此文件指导之下，除广东之外，19地市明确，6月1日前并网的新能源项目，机制电价基本为煤电基准价。

在已公布的19地“136号文”实施细则中湖南、海南、广西燃煤基准价即机制电价最高。

其中，湖南明确，纳入机制电量的机制电价为0.45元/千瓦时；海南竞配式并网项目执行原竞配价格，余项目按海南省煤电基准价0.4298元/千瓦时执行。广西存量项目区分分布式与集中式，其中分布式实施燃煤基准价即0.4207元/千瓦时。集中式新能源项目（不含海上风电）则为0.324元/千瓦时。

存量项目机制电价较低省份为宁夏、新疆、蒙西。宁夏统一执行燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时。新疆补贴项目机制电价：0.25元/千瓦时，平价项目机制电价未0.262元/千瓦时。蒙西存量项目实行煤电基准价0.2829元/千瓦时。此外，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。广东是唯一未明确存量项目机制电价的地区。

增量项目：广西、上海、浙江上限最高

增量项目电价范围0.123元/千瓦时-0.4207元/千瓦时！广西、上海、浙江增量项目竞价上网电价上限最高，山东、新疆、宁夏、辽宁下限最低。

“136号文”明确，新能源增量项目为2025年6月1日起投产项目，机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。

在已公布“136号文”实施方案的19地之中，蒙东、蒙西明确，增量项目暂不安排新增纳入机制的电量，需通过市场交易形成电价。广东、云南、湖北未明确价格上下限，其余14地均确定竞价区间。

其中广西提出，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0.4207元/千瓦时（即广西燃煤基准价）。上海增量项目机制电价原则上不高于燃煤基准价0.4155元/千瓦时。浙江提出增量项目90%执行煤电基准价即0.4135元/千瓦时，10%按现货电价结算。此外，重庆、黑龙江、贵州、山西、新疆、宁夏竞价上限均为当地燃煤基准价。

竞价下限方面，广西、上海、重庆、黑龙江均明确，下限为先进电站造价水平折算度电成本确定。可见增量项目机制电价下限即覆盖电站投资企业的投资成本。

在已明确竞价下限的9省市中，山东、新疆、宁夏、辽宁下限最低。

从长期来看，增量项目竞价上下限处于变动之中?！渡蕉⌒履茉椿频缂劬杭凼凳┫冈颉访魅?，现阶段竞价下限，原则上参考先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定。后期适时取消竞价下限。

存量机制电量：最低10%，最高100%

存量机制电量范围10%-100！分布式100%纳入，集中式项目各地差异较大！

根据“136号文”政策精神，各地结合自身电力市场建设进度和新能源发展特点，对存量项目机制电量的安排呈现出多样化的侧重。总体来看，各地政策主要围绕项目类型、电压等级、并网时间及价格机制等维度进行差异化设计，具体可归纳如下：

按项目类型区分：分布式与集中式差异化对待

多地明确对分布式光伏、分散式风电项目给予全额保障，如广西、蒙东、宁夏、云南均将分布式项目100%纳入机制电量。贵州10千伏以下项目享受100%机制电量，实质也是分布式项目全额纳入机制电量。湖北明确，分布式新能源，机制电量占该项目省内上网电量比例上限为80％。

集中式项目安排较为多样：宁夏仅为集中式风光项目安排10%的机制电量；湖南对集中式项目采用80%的比例；辽宁则要求除特殊类型外，全部集中式项目参与市场化交易。贵州110千伏及以上项目即集中式光伏则为80%。云南根据并网时间，将增量项目纳入机制电价的比例定为45%-100%。湖北确定集中式新能源，机制电量占该项目省内上网电量比例上限为12.5％。

按并网时间区分：新老项目梯度递减

海南采用典型的时间梯度法：2023年投产项目保障90%，2024年降至85%，2025年进一步降为80%，体现逐年退坡思路。

云南明确，集中式光伏2021年1月1日—2023年7月31日全容量并网的，机制电量为100%；2023年8月1日—12月31日全容量并网的，机制电量为80%；2024年1月1日—6月30日全容量并网的，机制电量为65%；2024年7月1日—2025年5月31日全容量并网的，机制电量为55%。

按价格机制区分：补贴与平价项目区别对待

新疆将项目明确分为补贴与平价两类：补贴项目保障30%电量，平价项目提高至50%，反映价格机制对保障程度的影响。

蒙西对不同类型的项目采用小时数核定：带补贴集中式项目按特定利用小时数（如光伏250小时、风电215小时）确定电量，风电特许权等项目则安排1200小时左右的高保障小时数。

云南明确，享受财政补贴的集中式光伏，上网电价由市场交易形成，财政补贴继续执行国家相关政策。

特殊项目全额保障：扶贫等类型优先

湖南对扶贫项目电量全额纳入机制电量，体现政策倾斜。蒙西、云南同样将扶贫光伏、光热发电等项目按实际发电量全额保障。

比例上限与自主权：设定上限与赋予选择权并存

广东、重庆、上海等地设定了90%-100%不等的比例上限，黑龙江则赋予项目自主确定比例的灵活性。

综上所述，各地政策在执行“136号文”过程中，充分考虑了本地新能源发展结构、电网消纳能力和市场建设阶段，形成了具有地方特色的机制电量安排，为新能源平稳过渡到市场化交易提供了重要保障。

增量项目机制电量：最低10%，最高100%

存量机制电量范围10%-100！各地明确引入动态调整机制！

“136号文”件为各地制定新增新能源项目机制电量政策提供了基本框架，强调与“非水电可再生能源电力消纳责任权重”强挂钩，并引入动态调整机制。各地结合自身资源禀赋、市场建设阶段和消纳能力，形成了差异化的政策侧重点，主要体现在以下几个方面：

以消纳责任权重为核心的动态调整机制

多地政策的核心在于将每年纳入机制的电量规模与上一年消纳责任权重完成情况刚性联动。完成情况好的地区可调减规模，而未完成的地区则需增加，这体现了“奖优罚劣”的鲜明导向，将消纳责任真正压实。

与本地实际情况相衔接的策略

为平稳过渡、避免市场剧烈波动，多数省份选择与现有非市场化比例或历史数据衔接：

广西、黑龙江等地明确要求新增机制电量比例需与“现有新能源价格非市场化比例”适当衔接。

山东、湖南等地则采用了更精确的量化锚定，如山东分电源类型（风电70%、光伏80%）确定比例，湖南则直接明确2025年新增项目统一按20%的比例执行。

分类型、分资源、分时序的精细化管控

不少地区摒弃“一刀切”，根据项目类型、资源条件和投产时间进行精细区分：

海南政策最为典型，区分了海上风电（80%）、陆上风电和光伏（75%），并规定了不同投产时间窗口。

甘肃、贵州以特定时间点（如2025年6月1日）为界，分批次、分年度精确核定电量规模，确保了政策可操作性。

设置上限与扣减规则，引导有序参与市场

几乎所有地区都为单个项目设置了机制电量申报上限（普遍为80%-90%），并引入了重要的扣减规则：

广东、贵州明确规定，若项目已通过中长期交易或绿电交易成交了部分电量，则必须从申报上限中相应核减。这有效避免了电量重复安排，引导新能源项目主动参与市场交易。

探索通过市场竞争方式确定规模

部分市场建设较快的地区积极探索通过竞争方式配置机制电量。山西直接明确增量项目机制电量全部通过竞价确定。

黑龙江提出在竞价时设置“申报充足率下限”，这既是为了确保竞争充分，也是为了防止恶性低价竞争，引导行业健康有序发展。

总结而言，各地政策侧重点虽各有不同，但整体思路高度一致：即以消纳责任为根本约束，以平稳过渡为近期目标，通过比例管控、电量核减、市场竞争等多元化工具，逐步推动新能源从“保障性消纳”平稳过渡到“市场化竞争”。

随着各地"136号文"实施细则公布，光伏投资的确定性日趋明朗，市场将迎来新的发展期。10月11日，2025第十届光伏产业大会将于在上海启幕！届时将邀请行业权威专家，分析、探讨“136号文”细则公布之后的市场趋势、投资高地以及投资风险等内容，助力光伏行业高质量发展。

执行期限：存量20年或全生命周期，增量10-12年

“136号文”，明确存量项目执行期限按照按照现行相关政策保障期限确定。增量项目执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

按照这一精神，已经下发“136号文”承接方案的19个地市中，均明确，存量项目执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或投产满20年后不再执行机制电价。

增量项目机制电价执行期限各地有所区分。其中，广西、广东、海南、辽宁、上海、甘肃、黑龙江、贵州、重庆、云南均为12年。新疆、湖南、宁夏、山东则为10年。此外，山西虽未明确增量项目执行期限，但是提出综合考虑同类项目回收初始投资的平均期限等因素确定，如遇重大政策变化或行业成本变化适时调整。该办法基本与“136号文”的精神相一致。

综合来看，“136号文”省级实施细则呈现出“稳存量、促增量、强市场”的总体特征。这一原则不仅提升新能源参与电力市场的能力，更深远的意义在于通过市场化方式实现资源优化配置，推动新能源从“量”的扩张转向“质”的提升，是实现新能源高质量发展的关键制度创新。

来源：光伏头条