27省“136号文”对比，光伏投资迎来市场化变革新纪元

随着各省份136号文实施细则的陆续出台，一个全新的光伏投资时代正式开启，市场机制正在取代政策保障，成为行业发展的主旋律。

截至2025年9月底，全国已有27个省份出台或正在制定国家发改委《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）的承接实施方案。

这些细则在存量与增量项目划分、电价机制、执行期限等核心维度呈现显著差异，标志着新能源行业从“政策驱动”向“市场驱动”的关键转折。

对于光伏发电项目，尤其是分布式光伏的投资、建设与运营而言，理解这些差异化政策对规避风险、把握机遇至关重要。

01 全国政策落地概览

截至2025年9月25日，全国已有27个省区市就136号文承接细则出台文件或征求意见，标志着新能源上网电价市场化改革进入全面实施阶段。

从区域分布看，福建、河北、广东、宁夏、黑龙江、蒙东、蒙西、上海、新疆、山东、甘肃、云南、湖北、四川、江西、海南、辽宁、安徽等18个省市已出台正式文件。

而广西、重庆、贵州、安徽、陕西、浙江等地则处于征求意见、暂行或讨论阶段。

各地细则在制定进度和内容深度上存在明显差异，反映了各区域电力市场发展程度与新能源资源禀赋的不平衡性。

这种差异化使得光伏投资决策需要考虑更多地域因素，简单的全国统一投资模型已不再适用。

02 存量与增量项目划分规则

各省份细则均以2025年6月1日作为划分存量与增量项目的基本时间节点，但具体认定标准存在细微差别。

河北省明确规定，2025年6月1日（含）后实现全容量并网的集中式、分布式新能源项目均视为增量项目，不含光热发电项目及已开展竞争性配置的海上风电、海上光伏项目。

广东省对存量项目的认定更为细致：10千伏及以上新能源存量项目清单由各地市能源主管部门负责出具，10千伏以下新能源存量项目以项目的并网时间为准。

对于存量项目，各省份普遍采取较为温和的过渡政策。

以广东为例，存量项目机制电量比例上限根据电压等级分别设定：110千伏以下电压等级项目机制电量比例上限取100%，2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上电压等级集中式光伏项目机制电量比例上限取50%，其他项目机制电量比例上限取70%。

增量项目则全面参与市场竞争，河北省要求2025年6月1日（含）以后投产的大型工商业分布式光伏等项目，除自发自用用电量以外的上网电量全部参与电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。

03 电价机制差异分析

电价机制是各地细则中差异最大的部分，直接关系到项目的收益预期和投资可行性。

存量项目机制电价

各省存量项目机制电价均对标当地煤电基准价，但存在较大区间差异。

湖南、广东最高，均达到0.45元/千瓦时

山东为0.3949元/千瓦时（含税）

新疆、蒙西、宁夏则低至0.25-0.28元/千瓦时

这种差异反映了各地区电力供需状况和能源结构的本质区别。

增量项目竞价机制

大多数省份对增量项目采用竞价机制，价格区间从0.15元/千瓦时至0.45元/千瓦时不等。

广东省针对不同类型的增量项目设置了不同的竞价上下限：

海上风电项目：0.2-0.6元/千瓦时

其他风电项目：0.2-0.453元/千瓦时

光伏项目：0.2-0.453元/千瓦时

河北省采用边际出清方式确定入围机制的项目和电量，机制电价按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。

当竞价主体参与出清的电量规模不满足充足率要求时，对应缩减该类型机制电量总规模，直至满足最低要求。

04 执行期限与电量安排

各省份对新能源项目执行期限的安排呈现多样化特点，充分体现了“因地制宜”的政策导向。

执行期限

存量项目执行期大多按全生命周期合理利用小时数或20年执行，为市场提供长期稳定的政策预期。

增量项目执行期限则普遍缩短：

河北省：风电、光伏执行期限分别为10年、12年，海上风电、海上光伏执行期限为14年

广东省：海上风电项目14年，光伏项目12年

蒙东、蒙西则对增量项目不设固定保障期限，完全由市场决定

机制电量比例

对于增量项目的机制电量安排，大部分省区市引入动态调整机制，要根据上年的完成情况确定和调整。

比例方面各地的差异显著：

宁夏仅为10%

辽宁为55%

安徽为85%

海南为75%-80%

贵州最高达到90%

河北省规定单个项目申报电量规模一般不高于其全部上网电量，现阶段申报电量规模比例上限为80%。

05 分布式光伏政策特点

分布式光伏作为新能源发展的重要组成部分，各地在细则中均给予了特别关注，政策导向呈现精细化、差异化特征。

广东省梅州市丰顺县在实施方案中明确提出，支持分布式光伏项目参与绿电绿证交易，获得相应收益。

在税收方面，落实企业投资经营符合《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定条件和标准的光伏发电项目所得税“三免三减半”政策。

河北省对分布式光伏项目给予了特殊安排，允许分布式新能源项目由代理商代理竞价。

现阶段，分布式项目竞价代理商应为在河北、冀北电力交易中心完成注册、公示的售电公司，代理项目总容量河北南网、冀北电网均不高于10万千瓦。

在并网条件方面，丰顺县明确分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金等针对电量征收的政府性基金，分布式光伏项目不收取系统备用容量费和其他相关并网服务费。

全国已有17个省份出台分布式光伏新政，其中对自发自用比例的差异化要求成为区域投资决策的核心考量因素。

山东、山西等7省明确规定一般工商业项目自用比例不得低于50%

福建、浙江等6省暂不设定硬性比例限制，允许大型工商业项目放宽至220千伏并网

06 储能政策调整方向

136号文及各地实施细则的另一个重要变化是对储能政策的调整，核心是从“强制配储”转向“市场驱动”。

广东、海南、河北、青海、北京、辽宁、宁夏、甘肃、山西、黑龙江、安徽、陕西、浙江等13地在细则中提及储能，但表述和侧重点不同。

其中，广东、山西、河北、北京、陕西、安徽均强调不得将储能作为新能源项目核准、并网的前置条件，部分省市鼓励通过租赁配置调节资源。

辽宁省在实施方案中提出建立科学的容量补偿及成本补偿机制，对煤电、电网侧新型储能等提供的系统容量按贡献予以补偿。

北京市则对2025年6月1日前签订储能租赁合同（协议）的新能源场站，以及配建有储能的新能源场站，均将给与一定的机制电量支持。

租赁的储能项目在2025年12月31日前建成并网，可以给与新能源场站36个月机制电量政策支持。

这一政策导向使得共享储能成为新能源项目规模化降本的主流路径。

行业预计到2027年，共享储能占比将从2024年的35%提升至60%。

在山东、浙江等峰谷价差超0.8元/kWh的省份，共享储能电站通过“租赁+套利”组合模式实现收益最大化。

07 市场机制建设创新

各地在电力市场机制建设方面的创新，为新能源参与市场交易创造了更多样化的路径。

辽宁省的实施方案在市场建设方面呈现八大亮点，其中包括增强中长期交易灵活性、允许自主选择绿电与机制电量结算优先级、分阶段稳健推进日前市场建设等。

在中长期交易领域，辽宁省允许交易双方不仅可以自主约定结算参考点，还可自行约定结算参考点价格的形成方式和计算周期。

这一设计彻底打破了传统中长期合约结算参考点“单一化、固定化”的限制。

绿电交易方面，辽宁省创新性设计了绿电交易与机制电量结算优先级选择机制。

选择优先结算绿电交易所对应绿证收益的，需绿电交易双方协商一致，向电网企业提交书面结算委托函。

新疆推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。

电力现货市场连续运行时，机制电量不参与中长期市场、日前市场结算。

蒙东则在现货市场运行后，推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场。

08 光伏项目投资策略建议

在136号文实施细则全面落地的背景下，光伏发电项目投资需要更加精细化、区域化的策略。

区域选择策略

根据上半年政策情况来看，投资应优先向现货市场成熟区域集中。

例如山西、广东等地已建立连续运行的电力现货市场，大型工商业项目可通过余电上网参与市场交易，并配合分时合约对冲电价波动风险。

相关数据显示，山西峰时段电价较基准价上浮20%，为项目带来了额外的收益空间。

华东地区中的江苏、浙江、山东政策灵活性高，电网消纳能力强劲，适合分布式光伏投资。

而西北地区如青海、甘肃依托资源禀赋和绿电场景创新，在集中式领域潜力凸显。

分布式光伏投资要点

对于分布式光伏项目，需重点关注各地自发自用比例要求的差异。

在山东、山西等要求自用比例不低于50%的省份，投资决策前必须落实足够的自有负荷或周边消纳能力。

而在福建、浙江等暂不设定硬性比例限制的省份，可更灵活地开发大型工商业项目。

技术路线选择

在技术路线方面，应重点关注“光伏+储能” 的结合模式。

随着共享储能模式的成熟，通过租赁方式配置储能容量，可显著降低初始投资压力。

在山东、浙江等峰谷价差较大的省份，储能可通过峰谷套利进一步提升项目整体收益。

市场机制正在取代行政指令，成为引导光伏产业发展的核心力量。那些能精准把握区域政策差异、灵活调整投资策略、持续提升市场化运营能力的企业，将在新一轮行业洗牌中赢得先机。

对于分布式光伏投资者来说，选择政策支持力度大、电力市场成熟度高、消纳条件好的区域，聚焦高自发自用比例项目，并积极探索光伏与储能、绿电交易等多元化收益模式，将是应对市场化变革的有效策略。

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