超详版政策拆解！全国15个省市“136号文”承接政策解析
随着全国15个地区陆续出台“136号文”承接细则，新能源上网电价市场化改革已迈入实质性阶段，各地政策呈现出“因地制宜”的显著特征。
2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《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通知》（发改价格〔2025〕136号），标志着我国新能源发展从“政策驱动”向“市场主导”的全面转型。
截至2025年8月26日，全国已有15个省区市出台了“136号文”承接文件，其中6地已正式下发省级文件，9地处于征求意见或过渡期阶段。
各地政策均围绕存量与增量项目差异化处理这一核心思路展开，通过市场机制形成上网电价，同时保持政策平稳过渡，促进新能源产业高质量发展。
01 政策进展概况
截至2025年8月26日，山东、广西、甘肃、蒙东、蒙西和上海6个省区市已正式下发省级实施方。
山西、宁夏、辽宁、海南、广东、黑龙江等6省区处于征求意见阶段，预计将在近期正式实施。
浙江、新疆、湖南则采取了过渡期、试行或暂行措施，为政策全面落地做好准备。浙江省规定过渡期内新能源增量项目90%上网电量执行煤电基准价，10%按现货市场均价结算。
各地政策均以2025年6月1日为分界点划分存量和增量项目，确保政策平稳过渡。存量项目普遍享受较为优惠的电价政策，而增量项目则需通过市场竞争形成电价。
02 存量项目政策比较
各省份对存量项目（2025年5月31日前投产）普遍采取较为温和的过渡政策。
机制电价方面，多数省份按当地燃煤发电基准价执行：山西为0.332元/千瓦时，辽宁为0.3749元/千瓦时，黑龙江为0.374元/千瓦时。
宁夏则规定集中式光伏、风电项目机制电量为燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时，分布式项目上网电量全部纳入机制电量。
机制电量比例各省存在明显差异。海南根据投产年份设定不同比例：2023年前投产的项目全部上网电量纳入机制电量，2023年投产的为90%，2024年投产的为85%，2025年1-5月投产的为80%。
新疆对存量项目区分补贴项目和平价项目，机制电量比例分别为30%和50%。
执行期限方面，多数省份规定按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定，保障了存量项目的合理收益期。
03 增量项目竞争机制
各省对增量项目（2025年6月1日后投产）普遍采用市场竞争机制形成电价，并通过设置竞价上下限避免无序竞争。
各省份增量项目竞价区间差异明显：
新疆：0.15-0.262元/千瓦时宁夏：0.18-0.2595元/千瓦时辽宁：0.18-0.33元/千瓦时山西：0.199-0.332元/千瓦时湖南：0.26-0.38元/千瓦时海南海上风电：0.35-0.4298元/千瓦时海南陆上风电和光伏：0.20-0.3998元/千瓦时
机制电量比例方面，辽宁2025年按增量项目上网电量的55%确定；海南对海上风电和陆上风电、光伏项目分别按80%和75%确定；宁夏暂按全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。
执行期限多数省份区分项目类型：海上风电较长（海南14年，广东14年），其他新能源项目一般为10-12年（广东12年，辽宁12年，新疆10年）。
04 各地政策创新亮点
各省份在136号文基础上，结合本地实际进行了多项政策创新：
山东设置了125%的“申报充足率”下限，强制新能源企业超额申报，保障市场供应丰裕度与竞争充分性。
湖南提出按月调节保障比例的规则，保供紧张月份（1、7、8、12月）按机制电量比例的1.2倍执行，消纳困难月份（3-6月）按0.8倍执行，其余月份正常执行。
甘肃创新性地提出“火储同补”容量电价机制，将电网侧新型储能纳入省级容量电价机制，与煤电机组统一执行330元/千瓦·年的固定补偿标准。
山西在容量补偿机制上迈出重要一步，提出容量补偿适用范围适时由煤电拓展至天然气发电、风电、光伏、抽水蓄能、新型储能等。
辽宁首创“差价结算+容量补偿”驱动模式，新能源上网电量按所在节点的实时市场价格结算，降低了新能源企业的偏差考核风险。
05 政策影响与行业趋势
新能源上网电价市场化改革对行业发展产生深远影响：
项目收益模式重构。固定电价时代，项目收益可通过“度电补贴+标杆电价”稳定测算；而市场化交易下，电价受供需、时段、电网消纳能力等多重因素影响，波动性显著增加。
技术迭代加速。政策倒逼企业加速应用大容量组件、高效储能等前沿技术。如新疆等西部资源基地，0.15-0.3元/千瓦时的机制电价区间，迫使企业通过度电成本的系统性降低构建市场竞争优势。
电力市场建设加速。新能源全面参与市场交易，为电力市场体系注入新动能。在中长期交易领域，光伏企业通过与用户、电网签订稳定合约，锁定部分电量电价；现货市场中，光伏午间大发与用电低谷的叠加效应，使电价信号更趋灵敏。
辅助服务市场价值凸显。随着新能源渗透率提升，电网对调节性资源的需求激增。储能、抽水蓄能等资源通过提供调峰、调频服务获得额外收益。
06 未来发展趋势
随着各地规则逐步统一，全国新能源电力市场将从“区域分割”走向“全国一张网”，资源跨区配置效率将大幅提升。
新能源价值将日益多元化。光伏从单一的发电工具，演变为集能源安全、碳资产管理、电网服务、品牌建设于一体的战略资产。环境溢价、品牌价值等多元价值逐步凸显。
技术融合加速。新能源与数字化、智能化技术深度融合，形成“源网荷储”一体化生态。AI算法预测电价曲线、区块链绿证平台等数字化技术应用日益广泛。
系统协同成为关键。随着新能源市场化改革深入推进，各省份正通过完善市场机制和促进多能互补等方式提升系统调节能力。黑龙江方案注重系统协同，提出科学确定电力辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种。
差异化设计正成为全国统一电力市场体系建设中的重要地方实践。
全国统一电力市场体系计划到2025年初步建成，到2030年基本建成。随着各地规则逐步统一，新能源电力市场将从“区域分割”走向“全国一张网”，资源跨区配置效率将大幅提升。