全網最細！14地“136號文”承接文件關鍵內容對比

2025年2月，國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（136號文），標志著我國新能源發展從“政策驅動”向“市場主導”的全面轉型。半年時間過去，國內已有山東、山西、蒙東、蒙西、廣東、廣西、上海、新疆、湖南、甘肅、浙江、遼寧、海南、寧夏14個地方出臺“136號文”承接文件。其中蒙東、蒙西、新疆、上海、山東5個地區已正式下發省級文件，廣東、浙江（過渡期文件）、湖南（內部討論稿）、廣西、山西、海南、甘肅、遼寧、寧夏地區發布了征求意見稿。

政策差異在區域執行細則中逐步顯現，現就14地136號文省級細則從增量項目、存量項目、機制電量、機制電價、執行時間等指標進行分析如下：

區分存量與增量項目

從各地出臺的政策情況看，所有文件都以2025年6月1日為增量項目的起點來區分增量項目和存量項目的定價機制。從各省對于存量項目定價的情況看，只有廣東省沒有明確對于增量和存量項目如何定價。其余大部分已經出臺政策的省份，對于存量項目通常以當地燃煤基準電價為標準進行定價。

值得關注的是蒙西電網存量項目的定價處于較大的浮動空間，最低報價-0.05元/千瓦時，最高報價高達1.5元/千瓦時。

存量項目中，甘肅、寧夏、新疆三地價格較低，分別為0.3078元/千瓦時、0.2595元/千瓦時和0.26元/千瓦時。對于增量項目的定價，原則是以市場競爭的形式來確定價格，有些地區設置了價格競爭的邊界。比如廣西暫定0.4207元/千瓦時為競價的上限；蒙東則不安排新能源增量項目；新疆將競價區間暫定0.15元/千瓦時—0.262元/千瓦時；湖南的競價范圍確定為0.26-0.38/千瓦時；海南則規定了最高不高于0.4298元/千瓦時的價格上限；山東競價上限風電、光伏均為0.35/千瓦時，下限風電為0.094元，光伏為0.123元；遼寧暫定2025年競價上下限分別為0.33元/千瓦時、0.18元/千瓦時；寧夏則把增量項目的價格區間劃定在0.18-0.2595元/千瓦時之間。浙江規定較為簡潔，只列明存量項目繼續執行現行價格政策及市場規則，增量項目90%上網電量執行浙江省煤電基準價。對比不同省區的差異，一般增量項目的價格上限通常比存量項目要略低一些，少數地區上限與存量項目持平。

政策創新要點

各地區出臺的省級承接文件，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，倒逼企業理性報價、有序競爭。此外，還創新提出“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能力與規模效應，進一步提升市場競爭效率。

湖南提出按月調節保障比例的規則，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%）執行；3-6月消納困難月份，按照機制電量比例的0.8倍（64%）執行；其余月份正常執行。這一機制既兼顧了保供穩價的基本盤，又助力清潔能源消納，提升電力系統運行效率與可持續性。

甘肅要求懲罰延期投產，如實際投產時間較申報投產時間晚于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”的行業痛點。

山西拓展發電側容量補償適用范圍，適時由煤電拓展至天然氣發電、風電、光伏、抽水蓄能、新型儲能等能提供有效容量的各類發電主體（不含已納入機制的新能源），容量補償實行統一的電價標準，并探索建立市場化容量補償機制，在發電側逐步形成“電能量+容量”的兩部制市場價格體系。

遼寧首創“差價結算+容量補償”驅動模式，新能源上網電量按所在節點的實時市場價格結算，新能源日前出清電量按所在節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貨市場價格作差價結算。此模式顯著降低了新能源企業的偏差考核風險，鼓勵其積極參與現貨市場，并更專注于提升預測精度以獲取更優差價。

上海在增量項目競價下限規定中提到，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、施工安裝等環節的市場價格波動），使下限設定更貼近行業真實成本水平。

隨著全國14個地區陸續出臺“136號文”承接細則，新能源上網電價市場化改革已邁入實質性階段，但如何落地執行，還需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。

值得注意的是，各地在機制電量分配、競價規則等方面展現出差異化創新，如山東強化儲能配套的靈活性、湖南引入月度調節機制、甘肅嚴控延期投產等，這些舉措不僅有助于平衡供需，也為行業健康發展提供了新思路。隨著電力市場化進程加速，新能源電價機制將逐步退出歷史舞臺，市場化交易將成為主流趨勢。這一轉變將深刻影響儲能行業的發展路徑——儲能系統通過參與電力現貨市場、輔助服務市場等多元化交易模式，有望獲得更靈活的收益渠道，包括峰谷套利、容量補償、調頻服務等。同時，市場化交易機制的完善也將推動儲能技術與商業模式的創新，進一步提升其在新型電力系統中的價值。