2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布的《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》（136号文），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。半年时间过去，国内已有山东、山西、蒙东、蒙西、广东、广西、上海、新疆、湖南、甘肃、浙江、辽宁、海南、宁夏14个地方出台“136号文”承接文件。其中蒙东、蒙西、新疆、上海、山东5个地区已正式下发省级文件，广东、浙江（过渡期文件）、湖南（内部讨论稿）、广西、山西、海南、甘肃、辽宁、宁夏地区发布了征求意见稿。

政策差异在区域执行细则中逐步显现，现就14地136号文省级细则从增量项目、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：

区分存量与增量项目

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；山东竞价上限风电、光伏均为0.35/千瓦时，下限风电为0.094元，光伏为0.123元；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。

政策创新要点

各地区出台的省级承接文件，虽然都是在“136号文”基础上出台的相关细则，但都有其创新性要点：

山东设置申报充足率下限，风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%，也就是说不管申报电量规模如何，至少有25%的电量没办法入围，引导新能源充分竞争，倒逼企业理性报价、有序竞争。此外，还创新提出“双轨制”代理模式：一方面，支持分布式新能源通过虚拟电厂等聚合平台，由代理方代为参与现货交易；另一方面，支持户用分布式光伏自主或委托代理商参与竞价。也就是说，分布式光伏项目既可以借助代理模式获取市场收益、规避部分价格风险，且两类代理渠道互不重叠，项目方能够根据自身需求自主选择。这一举措将有效降低小微项目的市场参与门槛、破解入市难题，同时依托代理商的专业能力与规模效应，进一步提升市场竞争效率。

湖南提出按月调节保障比例的规则，即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。这一机制既兼顾了保供稳价的基本盘，又助力清洁能源消纳，提升电力系统运行效率与可持续性。

甘肃要求惩罚延期投产，如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，并取消该项目投资企业所有新能源项目未来3年竞价资格。这一措施将从根源上打击“圈而不建”的行业痛点。

山西拓展发电侧容量补偿适用范围，适时由煤电拓展至天然气发电、风电、光伏、抽水蓄能、新型储能等能提供有效容量的各类发电主体（不含已纳入机制的新能源），容量补偿实行统一的电价标准，并探索建立市场化容量补偿机制，在发电侧逐步形成“电能量+容量”的两部制市场价格体系。

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，新能源日前出清电量按所在节点的日前市场价格与实时市场价格作差价结算，新能源中长期合约电量按照新能源中长期合约价格与合约结算参考点的现货市场价格作差价结算。此模式显著降低了新能源企业的偏差考核风险，鼓励其积极参与现货市场，并更专注于提升预测精度以获取更优差价。

上海在增量项目竞价下限规定中提到，初期可考虑新能源项目成本调查结果、新能源EPC市场报价等因素设定竞价下限。这一做法通过实时追踪项目实际成本构成（如设备采购、施工安装等环节的市场价格波动），使下限设定更贴近行业真实成本水平。

随着全国14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，但如何落地执行，还需具体参照各地新能源渗透率、市场建设程度和用户承受能力等因素。

值得注意的是，各地在机制电量分配、竞价规则等方面展现出差异化创新，如山东强化储能配套的灵活性、湖南引入月度调节机制、甘肃严控延期投产等，这些举措不仅有助于平衡供需，也为行业健康发展提供了新思路。随着电力市场化进程加速，新能源电价机制将逐步退出历史舞台，市场化交易将成为主流趋势。这一转变将深刻影响储能行业的发展路径——储能系统通过参与电力现货市场、辅助服务市场等多元化交易模式，有望获得更灵活的收益渠道，包括峰谷套利、容量补偿、调频服务等。同时，市场化交易机制的完善也将推动储能技术与商业模式的创新，进一步提升其在新型电力系统中的价值。