18地136号文省级方案要点对比

“531”抢装潮后，136号文省级细则成为牵动新能源行业的第一大事件。截至目前，已有18地承接方案面世，其中八地已定稿，剩余八地则为征求意见稿。

正式文件：新疆、蒙西、蒙东、山东、上海、甘肃、云南、湖北

征求意见稿：湖南、广东、海南、宁夏、山西、辽宁、重庆、贵州、黑龙江、安徽

而在各地方案中，机制电量、机制电价无疑是市场关注焦点。承接136号文要求，需区分存量项目和增量项目分类施策，因此分别就存量项目以及新增项目的政策安排，整理如下：

一、存量项目

按照136号文，存量项目即2025年6月1日（不含）以前投产的项目。各地普遍延续了这一认定规则，但黑龙江对存量项目的认定，除了2025 年5月31日（含）前全部核准（备案）容量并网外，还需满足在2025 年黑龙江电网优先购电优先发电计划中享受优先上网电量的新能源项目。贵州方案中指出，2025年6月1日起新能源项目只参与现货市场交易的，不影响其存量项目认定。

机制电量比例，整体来看，各地基本保持了与既有政策衔接。其中分布式项目，目前蒙西、蒙东、上海、甘肃、云南、宁夏、贵州明确100%电量可纳入机制电量，而装机较高的湖北、湖南比例上限为80%，山东若按2025年政策则新增分布式光伏、分散式风电纳入机制电量的比例分别为85%、70%；集中式项目，最低为宁夏和湖北，前者比例仅为10%，与2025年保障性收购比例一致，后者上限为12.5%。

但也有新能源装机大省做了相应调减，如蒙西集中式项目纳入机制电量的小时数明显少于以往的保障小时数，蒙西现货前与以往保障性政策一致，但现货后大幅减少。

当然，具体项目年度机制电量比例，各地在政策中也强调，可按照不高于规定比例上限自主确定执行比例，但不得高于上一年。

机制电价，与业内预期一致，除广东暂未明确外，各地均执行当地燃煤发电基准价，有效保障了存量项目收益，执行年限取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年剩余年限中的较小者。

值得重视的是，就补贴存量项目，与大多省份不同，云南方案指出享受财政补贴的上网电价由市场交易形成，但并未明确纳入机制电量比例。

增量项目

增量项目即2025年6月1日起全容量并网的新能源项目。

增量项目机制电量，除蒙东、蒙西明确暂不安排外，其他整体按照国家下达的年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况以及用户承受能力等因素确定。其中，新疆、山东、湖南、广东、海南、宁夏、辽宁、贵州明确了首次项目申报的比例要求，最高上限为90%，最低为宁夏的10%。

增量项目机制电价，承接136号文要求，由竞价确定，竞价时按报价从低到高确定入选项目，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。截至目前，新疆、山东、湖南等8地给出了首次竞价上下限，新疆、宁夏、山西、贵州4地的竞价上限达到了当地的燃煤发电基准价，就光伏项目而言，竞价下限最低为山东的0.123元/千瓦时，竞价上限最高为海南的0.3998元/千瓦时。

执行年限，新疆、湖南、宁夏以及山东除深远海风电外，为10年，其他为12年。

过渡期政策

山东、浙江、海南、山西明确了过渡期政策。

山东：过渡期为2025年6月1日至新能源全量入市前。过渡期新能源参与市场方式如下：

集中式项目：过渡期间，除可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的项目外，存量项目（含配建储能）参与市场及结算方式，按照现行电力市场规则规定执行；可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的新能源项目，按规定参与中长期交易（含绿电交易），全电量报量报价参与现货市场。增量项目（含配建储能）在机制电价执行前，按规定参与中长期交易（含绿电交易），按现行电力市场规则全电量报量报价参与现货市场。增量项目（含配建储能）机制电价执行后，参照存量项目模式，将机制电量部分暂视为未参与电能量市场交易的上网电量（α非市场%取为竞得机制电量比例，未取得机制电量时取0，下同），匹配至居民、农业等保障性电量，执行机制电价；机制电量以外电量部分按规定参与中长期交易（含绿电交易），月度净合约量上限按照（1-竞得机制电量比例）折算，报量报价参与现货市场。增量项目全电量按照现行电力市场规则结算并承担相关市场运行费用。

分布式项目：过渡期间，除可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的项目外，存量项目参与市场及结算方式，按照现行电力市场规则及相关政策文件执行。可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的新能源项目，应全电量参与市场交易。增量项目、可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的存量项目，可独立报量报价或通过聚合方式报量报价参与市场，也可作为价格接受者参与市场。

新能源全量入市前，存量项目持有过过渡期间或以后省内中长期合约的，不再纳入机制电价执行范围。

浙江：过渡期为2025年6月1日至浙江省新能源上网电价市场化改革相关方案实施前。存量项目继续执行现行价格政策及市场规则。增量项目90%上网电量执行省煤电基准价，10%上网电量暂按照当月现货实时市场发电侧同类项目（分风电、光伏两类）电能量加权均价结算电能量电费，计算电能量加权均价时只考虑以“报量报价”方式参与现货市场的新能源项目，不分摊(分享)辅助服务费用、成本补偿费用等市场费用。

海南：过渡期间指2025年6月1日至2025年12月31日。过渡期间，存量和增量集中式项目参考《海南省2025年电力市场化交易方案》执行；存量和增量分布式项目暂由电网企业按照现行价格政策统一收购。在过渡期投产的增量项目，其参与机制电价竞价后，执行机制的时间相应扣减其2026年以前实际运行时间。

山西：存量项目，2025年6月1日至2025年12月31日期间的上网电量仍按现行政策执行。增量项目，2025年6月1日至开始执行机制电价期间的上网电量参与电力市场，由市场形成电价，暂未参与市场前，接受实时市场现货价格，待首次参与竞价时，作为已投产但未纳入过机制执行范围的增量项目自愿参与竞价。

四、其他要点

从各地方案来看，原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。目前，山东、云南、海南、重庆明确首次竞价主体范围为2025年6月1日至2026年12月底全容量并网的新能源项目。甘肃2025年度竞价工作分两个批次组织2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日期间建成并网的新能源项目。

此外，部分省份方案中还作出了一些特别要求，如甘肃文件中强调，不参与首次申报的存量项目（不含分布式光伏项目），视为放弃机制电量，并不再纳入机制执行范围。

湖北方案中，10千伏及以上的分布式新能源项目未完成AGC调度闭环控制的，以及10千伏以下的分布式新能源项目未通过用电信息采集系统“可观、可测、可调、可控”认定的，当月结算机制电量比例在现行基础上扣减10个百分点。

安徽征求意见稿中退出机制强调，擅自增加并网发电容量的项目，按自愿退出机制处理。此外，2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目及存量项目，已承诺通过租赁方式落实储能配置的，在其全生命周期内继续按承诺租赁储能，否则按自愿退出机制处理。

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正式文件：新疆、蒙西、蒙东、山东、上海、甘肃、云南、湖北

征求意见稿：湖南、广东、海南、宁夏、山西、辽宁、重庆、贵州、黑龙江、安徽

来源：太阳能光伏网（独家）

作者：水七沐

会议通知：

（1）2025年光伏新时代论坛：江苏南京、9月9日

（2）2025储能市场化创新应用论坛：江苏南京、9月10-11日

报名咨询：15313199667（微信同号）

原标题：18地136号文省级方案要点对比( 来源: 太阳能光伏网（独家） 作者: 水七沐 )