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2025年1月27日，国家发改委、国家能源局于2025年1月27日联合印发《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》【发改价格〔2025〕136号】(以下简称“136号文”），明确要求各地于今年底前出台配套细则。截止8月28日，全国已有19个省份/区域率先出台承接细则。
今天，我们先从存量项目、增量项目、机制电价、机制电量、执行时间五大核心维度，来看看19地政策的要点：
由上表可知：
（1）存量项目与增量项目方面：
暂不安排增量项目的省份：蒙东、蒙西
未明确增量项目的省份：新疆
未明确存量项目的省份：广西
存量按100%比例的省份：广西、蒙东、宁夏、云南、湖南（扶贫项目）
其余省份基本确定按比例划分的模式，大部分省份以随时间递增，项目占比递减的方式进行布局。
（2）机制电价与机制电量方面：
存量项目一般采用固定电价，通常以当地煤电电价为基准电价。其中广西区分了分布式和集中式项目的电价差异性；新疆则区分了平价项目和补贴项目的存量电价的差异性。
根据已经公布的数据内容显示，公布存量电价的17个省区市的平均电价为0.357元/千瓦时，山东、广西分布式、湖南、海南、辽宁、重庆、湖北和上海的存量项目电价高出平均值。
（3）执行期限方面：
执行10年期限的省份：新疆、湖南、宁夏、山东；
执行12年期限的省份：广西、广东、海南、辽宁、上海、甘肃、黑龙江、贵州、重庆、云南。
“136号文”，正式拉开了我国新能源从“政策驱动”向“市场主导”转型的大幕。随着各地纷纷出台相应的承接文件，新能源电量全面入市，将倒逼电力现货市场建设提速。未来，交易电价高的省份将呈现两个特征：一是用电量大、新能源占比少，二是风电少、光伏多。
根据CWEA统计数据的全国各省份用电量及各类电源装机占比，具体如下：
我们可知，在风电项目方面，如上表所示，江苏、浙江、安徽、山东、河南、湖北、四川、云南、河北南部等用电量大、风电装机比例小的区域，将会因风电交易价格高、资源好成为优质资源区，适宜风电项目的开发；东北三省由于火电价格高、装机比例高，会为电力市场提供一个价格锚点，考虑到当地优质资源条件及吉电入京等通道建设，也具有可观的开发价值；四川、云南、青海三个水电大省中，四川、云南资源好，在电价下行的条件下仍有较好的项目收益，但需要优选资源，精准控制总投，青海等风能资源较差、光伏占比超50%的区域，开发潜力不足。
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