风电头条获悉，7月28日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。

至此，国内已有山东、山西、蒙东、蒙西、广东、广西、新疆、湖南、甘肃、浙江、辽宁、海南、宁夏13个地方出台“136号文”承接文件。其中蒙东、蒙西、浙江、新疆出台了正式文件，湖南出台了内部讨论稿，山东、山西、广东、广西、新疆、甘肃、浙江、辽宁、海南、宁夏均出台了征求意见稿。

风电头条通过对13地136号文省级细则进行对比，现就增量项目、存量项目、机制电量、机制电价、执行时间等指标进行分析如下：

区分存量和增量项目

从各地出台的政策情况看，所有文件都以2025年6月1日为增量项目的起点来区分增量项目和存量项目的定价机制。

从各省对于存量项目定价的情况看，只有广东省没有明确对于增量和存量项目如何定价。其余大部分已经出台政策的省份，对于存量项目通常以当地燃煤基准电价为标准进行定价。

值得关注的是蒙西电网的存量项目的定价处于较大的浮动空间，最低报价-0.05元/千瓦时，最高报价高达1.5元/千瓦时。

存量项目中，甘肃、宁夏、新疆三地价格较低，分别为0.3078元/千瓦时、0.2595元/千瓦时和0.26元/千瓦时。

对于增量项目的定价，原则是以市场竞争的形式来确定价格，有些地区设置了价格竞争的边界。

比如广西暂定0.4207元/千瓦时为竞价的上限；蒙东则不安排新能源增量项目；新疆将竞价区间暂定0.15元/千瓦时—0.262元/千瓦时；湖南的竞价范围确定为0.26-0.38/千瓦时；海南则规定了最高不高于0.4298元/千瓦时的价格上限；辽宁暂定2025年竞价上下限分别为0.33元/千瓦时、0.18元/千瓦时；宁夏则把增量项目的价格区间划定在0.18-0.2595元/千瓦时之间。

浙江规定较为简洁，只列明存量项目继续执行现行价格政策及市场规则，增量项目90%上网电量执行浙江省煤电基准价。

对比不同省区的差异，一般增量项目的价格上限通常比存量项目要略低一些，少数地区上限与存量项目持平。

执行期限略有差异

风电头条发现，各省存量项目的时限基本处于同样的规则，通常是以2025年5月底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年对应年份两者较早者确定。

对于增量项目，不同的省份有细微差异。由于2024年新能源市场化交易电量占比已超90%，蒙东、蒙西宣布不新增机制电量规模，成为全国两个完全市场化的地区。

执行期限10年的省份：宁夏、新疆、湖南

区分海上风电和其他能源类型的省份：广东、海南

广东和区分海上风电和其他新能源项目，明确海上风电的执行期限是14年，其他新能源项目是12年。

执行期限是12年的省份：辽宁、甘肃、广西

还有部分省份没有明确指明执行年限。

创新性政策规则

从政策规定的特殊行看，风电头条发现，不同省份的规则有其自身的亮点。

山东规定：各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等的前置条件。要求竞价申报电量不低于机制电量的125%，意味着至少有25%项目将被淘汰，倒逼企业选择更为理性的报价。

湖南：提出按月调节保障比例的规则。1、7、8、12月保供紧张月份：按照机制电量比例的1.2倍（96%）执行；3-6月消纳困难月份：按照机制电量比例的0.8倍（64%）执行；其余月份：正常执行。

甘肃：要求严惩延期投产。规定项目投产晚于申报时间6个月以上，不仅取消中标资格，还禁止投资企业3年内参与竞价。这一措施可从根源上打击“圈而不建”行业痛点。

山西：发电侧容量补偿适用范围进行拓展，适时由煤电拓展至天然气发电、风电、光伏、抽水蓄能、新型储能等能提供有效容量的各类发电主体。

增量项目规模按比例分配

值得关注的是，不同省区对于存量和增量项目多少的比例确定存在差异性。

广西：2025年增量项目机制电量的规模按照广西2024年新能源非市场化比例确定为33%(全年为65%)/广西现行新能源非市场化比例确定为8%(全年为16%)。

广东：每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委、广东省能源局确定，并在竞价前予以公布，申报上限为 90%。

湖南：纳入机制电量的比例按2025年参与竞价的风电、光伏项目年上网电量的20%确定。2026年及以后新增项目：根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素动态调整。

海南：2025年竞价时暂按其全部上网电量85%进行申报。

辽宁：按增量项目上网电量的55%确定。

宁夏：2025年6月1日起投产的新能源增量项目，初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。

写在最后

国内已有超过三分之一的省区出台了承接“136号文”的政策，推进电力走向市场化。未来，随着电力市场化推进，机制政策也终将会退出历史舞台，市场化收益也终将成为主流。

中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽表示：“新能源传统的固定电价模式难以适应电力市场的发展，亟须深化新能源上网电价市场化改革。136号文件的首要任务，就是要推动新能源上网电量全面进入市场，让上网电价由市场决定，以更好地发挥市场作用。”

“在文件实施初期，各地对成本差异大的项目可按技术类型分类组织，每个技术类型的电量规模和竞价上下限等均可以结合本地实际分类确定，在实现顺利过渡的同时推动不同技术类型健康持续发展。针对地区差异，136号文件授权地方结合本地新能源发展情况和电力市场建设情况，按照国家政策以及避免市场过度波动的原则，制定具体的实施方案。”

如今各地陆续出台针对当地如何落实“136号文”的政策指引，随着各地政策落实，结合当地电力市场的发展情况，各地也会适时进行政策的补充和完善。

扶贫、特许经营、分布式光伏等特殊项目可以获得全额保障，其他项目拼的就是成本和运营能力。

资料来源：各地方发展改革委

来源：风电头条