截止目前，除西藏外，我國(guó)其余內(nèi)陸省份關(guān)于“136號(hào)文”的承接文件推進(jìn)工作已有顯著進(jìn)展。

其中：

6省競(jìng)價(jià)結(jié)果出爐：山東云南甘肅新疆江西廣東

10省競(jìng)價(jià)正在進(jìn)行：上海黑龍江安徽廣東河北重慶青海天津?qū)幭倪|寧

25省發(fā)布136號(hào)文正式文件：內(nèi)蒙古(包含蒙東、蒙西)、海南、甘肅、吉林、安徽、重慶、云南、新疆、河北(河北南網(wǎng)、冀北電網(wǎng))、青海、湖南、天津、黑龍江、湖北、陜西、江蘇、廣東、山東、福建、浙江、遼寧、寧夏、四川、江西、上海

4省發(fā)布136號(hào)文征求意見：山西、貴州、北京、河南

六省競(jìng)價(jià)結(jié)果

山東(10月14日公示)：風(fēng)電機(jī)制電價(jià)0.319元/千瓦時(shí)(59.67億千瓦時(shí))，光伏0.225元/千瓦時(shí)(12.48億千瓦時(shí))，風(fēng)電占比86%。

云南(9月29日公示)：風(fēng)電0.332元/千瓦時(shí)，光伏0.33元/千瓦時(shí)，接近當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)。

新疆(10月15日公示)：風(fēng)電0.252元/千瓦時(shí)(185億千瓦時(shí))，光伏0.235元/千瓦時(shí)(36億千瓦時(shí))，貼近成本價(jià)。

甘肅(10月16日公示)：風(fēng)光同場(chǎng)競(jìng)價(jià)，全部以下限0.1954元/千瓦時(shí)成交(8.3億千瓦時(shí))。

江西(10月28日公示)：分布式光伏主導(dǎo)，光伏0.33元/千瓦時(shí)(1.3億千瓦時(shí))，風(fēng)電0.375元/千瓦時(shí)(4.6億千瓦時(shí))。

廣東(10月30日公示)：分布式光伏0.36元/千瓦時(shí)(46.5億千瓦時(shí))。

各省“136”號(hào)文承接文件核心包含三類內(nèi)容，分別是新能源上網(wǎng)電價(jià)改革“工作方案”、增量新能源競(jìng)價(jià)“競(jìng)價(jià)細(xì)則”以及配套支撐文件。

1.工作方案

核心目標(biāo)是推動(dòng)新能源上網(wǎng)電量全部進(jìn)入市場(chǎng)，構(gòu)建保障新能源可持續(xù)發(fā)展的價(jià)格結(jié)算機(jī)制。

明確兩大基本原則，分別對(duì)存量新能源項(xiàng)目和增量新能源項(xiàng)目的管理方向作出界定。

2.競(jìng)價(jià)細(xì)則

落地進(jìn)度方面，已有25省陸續(xù)發(fā)布本地競(jìng)價(jià)細(xì)則，形成區(qū)域性實(shí)施框架。

內(nèi)容聚焦增量項(xiàng)目實(shí)操，明確競(jìng)價(jià)上下限標(biāo)準(zhǔn)、項(xiàng)目電量規(guī)模，同時(shí)劃定各環(huán)節(jié)工作的時(shí)間節(jié)點(diǎn)。

3.其他配套文件

價(jià)差結(jié)算專項(xiàng)細(xì)則：廣東、上海、江西等省份單獨(dú)印發(fā)，清晰規(guī)定機(jī)制電價(jià)與現(xiàn)貨電價(jià)的價(jià)差結(jié)算具體方式。

關(guān)聯(lián)機(jī)制銜接文件：多個(gè)省份進(jìn)一步明確電力市場(chǎng)交易規(guī)則、成本調(diào)查方法、容量補(bǔ)償機(jī)制等內(nèi)容，確保與機(jī)制電價(jià)有效銜接。

存量項(xiàng)目

執(zhí)行范圍：明確為2025年6月1日前并網(wǎng)的新能源項(xiàng)目。

機(jī)制電價(jià)：核心標(biāo)準(zhǔn)基本與當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)掛鉤，是項(xiàng)目收益的基礎(chǔ)定價(jià)依據(jù)。

機(jī)制電量：規(guī)模設(shè)定與省內(nèi)新能源保障性收購(gòu)電量政策相銜接，確保項(xiàng)目發(fā)電量有穩(wěn)定消化。

執(zhí)行期限：多數(shù)省份按“雙限原則”確定，即項(xiàng)目達(dá)到全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)、項(xiàng)目投產(chǎn)滿20年，以兩者中較早的時(shí)間為準(zhǔn)。

青海省無(wú)補(bǔ)貼風(fēng)光項(xiàng)目執(zhí)行期限為6年;廣東省分類型設(shè)定，海上風(fēng)電23年、陸上風(fēng)電19年、光伏21年。

●機(jī)制電價(jià)

價(jià)格區(qū)間：全國(guó)存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)整體落在0.2277元/kWh~0.453元/kWh區(qū)間，平均機(jī)制電價(jià)為0.3643元/kWh。

區(qū)域特征：呈現(xiàn)明顯區(qū)域差異，西北地區(qū)機(jī)制電價(jià)普遍較低，其中甘肅、內(nèi)蒙古(含蒙東、蒙西)、寧夏、青海四省(區(qū))的電價(jià)水平在全國(guó)處于低位。

●機(jī)制電量

在明確機(jī)制電量比例的省份中，分布式與集中式項(xiàng)目的納入規(guī)則存在明顯差異：

分布式項(xiàng)目機(jī)制電量比例

多數(shù)省份明確分布式項(xiàng)目機(jī)制電量比例為100%，即上網(wǎng)電量全部納入機(jī)制保障范圍;僅湖南、湖北兩省設(shè)定為80%。

扶貧類項(xiàng)目特殊規(guī)定：云南、江西、河北南網(wǎng)、湖南、湖北、甘肅、蒙西、蒙東、四川9個(gè)省份，單獨(dú)明確扶貧類分布式項(xiàng)目機(jī)制電量比例統(tǒng)一為100%，優(yōu)先保障扶貧項(xiàng)目收益。

分類型/分條件細(xì)化：

河北南網(wǎng)：≥10kV工商業(yè)分布式光伏80%，其他類型分布式100%。

海南：分布式項(xiàng)目機(jī)制電量范圍為80%-100%，圖表按最高比例100%計(jì)入。

河南：≥10(6)kV分布式光伏80%，≤380V分布式光伏100%。

江蘇：戶用分布式、光伏扶貧項(xiàng)目100%，其他分布式項(xiàng)目≤90%。

集中式項(xiàng)目機(jī)制電量比例

集中式項(xiàng)目機(jī)制電量納入比例整體低于分布式，明確比例的省份中，集中式項(xiàng)目機(jī)制電量納入比例區(qū)間為12.5%-100%，跨度較大。

高低比例代表省份：

最高比例：浙江省最高，為90%-100%;貴州、海南及廣東部分類型新能源項(xiàng)目，最高比例也達(dá)到100%。

最低比例：湖北省最低，為12.5%。

蒙西、蒙東、青海以利用是小時(shí)數(shù)的形式明確存量機(jī)制電量的規(guī)模。

增量項(xiàng)目

執(zhí)行范圍：明確為2025年6月1日后并網(wǎng)的新能源項(xiàng)目，核心通過(guò)市場(chǎng)化競(jìng)價(jià)確定機(jī)制電量與機(jī)制電價(jià)。

競(jìng)價(jià)分類方式

主流分類：多數(shù)省份按風(fēng)電、光伏兩類分別開展競(jìng)價(jià)。

特殊分類：遼寧細(xì)分三類，即陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光伏;黑龍江、甘肅等地采取風(fēng)光統(tǒng)一競(jìng)價(jià)模式，簡(jiǎn)化分類流程。

分布式參與：分布式項(xiàng)目可通過(guò)直接參與或聚合代理的方式進(jìn)入競(jìng)價(jià)環(huán)節(jié)。

機(jī)制電價(jià)與電量規(guī)則

機(jī)制電價(jià)：通過(guò)市場(chǎng)化競(jìng)價(jià)確定，核心約束為“上限基本不超過(guò)當(dāng)?shù)厝济荷暇W(wǎng)電價(jià)”，確保電價(jià)在合理區(qū)間內(nèi)。

機(jī)制電量：分階段動(dòng)態(tài)調(diào)整，第一年納入比例參考新能源非市場(chǎng)化電量比例;第二年及以后，結(jié)合國(guó)家下達(dá)的非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重完成情況、用戶電價(jià)承受能力等因素靈活調(diào)整。

執(zhí)行期限

以同類項(xiàng)目初始投資回收期為參考依據(jù)，執(zhí)行期限基本設(shè)定在10-14年，匹配項(xiàng)目收益周期。

競(jìng)價(jià)上下限：

明確電價(jià)的省份中，增量項(xiàng)目競(jìng)價(jià)范圍整體落在0.0094~0.453元/kWh，省份間差異顯著。

下限區(qū)間為0.0094~0.26元/kWh，多數(shù)省份下限集中在0.2元/kWh左右。山東下限最低，為0.0094元/kWh;天津明確不設(shè)置下限，河南初期按先進(jìn)電站造價(jià)折算的度電成本設(shè)定下限、后續(xù)擬取消，兩地實(shí)際下限或低于山東。

未明確具體下限的地區(qū)，多參照河南初期模式，按先進(jìn)電站度電成本設(shè)定下限，初步保障項(xiàng)目“成本回收”。

上限區(qū)間為0.24~0.453元/kWh，多數(shù)省份上限集中在0.35元/kWh左右。廣東上限最高，為0.453元/kWh，是目前全國(guó)增量項(xiàng)目競(jìng)價(jià)上限的最高水平。

機(jī)制電量申報(bào)上限

單個(gè)項(xiàng)目申報(bào)上限：多數(shù)省份設(shè)定在80%~90%(首次申報(bào)區(qū)間);青海、河南兩類項(xiàng)目申報(bào)上限為100%，即僅要求申報(bào)電量不超過(guò)項(xiàng)目實(shí)際上網(wǎng)電量即可。

機(jī)制電量整體比例：全國(guó)范圍基本落在10%~80*區(qū)間，省份間因項(xiàng)目類型、區(qū)域消納能力差異呈現(xiàn)明顯跨度。

新能源上網(wǎng)電量全部進(jìn)入市場(chǎng)，不僅重塑新能源收益模式，更從多維度推動(dòng)電力市場(chǎng)制度優(yōu)化及跨市場(chǎng)協(xié)同銜接，具體進(jìn)展如下：

現(xiàn)貨市場(chǎng)優(yōu)化

核心方向是調(diào)整現(xiàn)貨交易規(guī)則、優(yōu)化市場(chǎng)價(jià)格形成機(jī)制，重點(diǎn)適當(dāng)放寬申報(bào)價(jià)格上下限，提升市場(chǎng)對(duì)供需變化的響應(yīng)能力。

申報(bào)價(jià)格上限：結(jié)合當(dāng)?shù)毓ど虡I(yè)用戶尖峰電價(jià)水平、電力市場(chǎng)實(shí)時(shí)供需狀況等因素綜合確定，確保價(jià)格反映用電高峰時(shí)段的資源稀缺性。

申報(bào)價(jià)格下限：參考新能源在電力市場(chǎng)外可獲取的其他收益，包括新能源財(cái)政補(bǔ)貼、綠色環(huán)境價(jià)值等，保障新能源在低價(jià)區(qū)間的基本收益空間。

中長(zhǎng)期交易延伸

推動(dòng)中長(zhǎng)期交易向“更長(zhǎng)周期”與“更短周期”兩端延伸，同時(shí)提高交易組織頻次，增強(qiáng)市場(chǎng)主體對(duì)電量規(guī)劃的靈活性。

與現(xiàn)貨市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)，以現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)為引導(dǎo)，優(yōu)化中長(zhǎng)期交易的峰谷分時(shí)機(jī)制，讓中長(zhǎng)期價(jià)格更貼合實(shí)際用電負(fù)荷特征。

鼓勵(lì)長(zhǎng)期協(xié)議簽訂：支持新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶直接簽訂多年期購(gòu)電協(xié)議，穩(wěn)定雙方預(yù)期;需注意的是，新能源參與中長(zhǎng)期交易的申報(bào)電量上限，需先行扣減機(jī)制電量。

綠電綠證交易規(guī)范

交易組織方式：不單獨(dú)開展集中競(jìng)價(jià)、滾動(dòng)撮合等專項(xiàng)交易，納入常規(guī)電力交易體系統(tǒng)籌推進(jìn)。

價(jià)格申報(bào)要求：交易申報(bào)及成交環(huán)節(jié)，需分別明確“電能量?jī)r(jià)格”與“對(duì)應(yīng)綠色電力證書價(jià)格”，實(shí)現(xiàn)電能量?jī)r(jià)值與綠色環(huán)境價(jià)值的清晰拆分。

配套機(jī)制保障

為平衡新能源市場(chǎng)收益與用戶成本，專門建立價(jià)差結(jié)算機(jī)制：當(dāng)市場(chǎng)交易均價(jià)低于或高于納入機(jī)制的新能源電價(jià)水平時(shí)，產(chǎn)生的價(jià)差部分將納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，由全體工商業(yè)用戶共同分?jǐn)?若市場(chǎng)價(jià)低于機(jī)制電價(jià))或分享(若市場(chǎng)價(jià)高于機(jī)制電價(jià))，確保成本與收益在用戶側(cè)公平傳導(dǎo)。

全國(guó)各省“136號(hào)文”承接（正式文件）

全國(guó)各省“136號(hào)文”承接（征求意見）