18地136号文省级方案要点对比分析
一、核心框架：存量与增量项目的差异化政策
136号文的核心目标是推动新能源全面参与市场交易，同时通过“机制电量”和“机制电价”保障项目合理收益。各省方案均区分存量项目（2025年6月1日前投产）和增量项目（2025年6月1日起全容量并网），并制定差异化规则：
存量项目：以固定电价为主，保障收益底线。
增量项目：通过竞价机制形成电价，引入市场活力。
二、机制电价：存量项目固定电价，增量项目竞价浮动
存量项目电价
新疆区分平价与补贴项目，补贴项目电价更低。
广西区分分布式和集中式项目，分布式电价更高。
高价地区：湖南、海南、广西、湖北、上海、浙江等地存量电价超0.4元/千瓦时。
低价地区：蒙西（0.2829元/千瓦时）、新疆（补贴项目0.25元/千瓦时）、宁夏（未明确具体数值但较低）。
基准价衔接：多数省份以当地燃煤发电基准价为基准，典型电价区间为0.26-0.45元/千瓦时。
特殊规则：
增量项目电价
蒙西电网增量电价浮动范围最大（-0.05元/千瓦时至1.5元/千瓦时）。
广西、蒙西、新疆、湖南、海南、辽宁、贵州7地留出浮动空间。
电价区间：最低为山东的0.123元/千瓦时（光伏），最高为海南的0.3998元/千瓦时（光伏）。
竞价上限：新疆、宁夏、山西、贵州4地竞价上限达当地燃煤基准价。
竞价机制：通过报价从低到高确定入选项目，电价原则上按最高报价确定，但不得高于竞价上限。
浮动空间：
三、机制电量：存量项目比例保障，增量项目动态调整
存量项目机制电量
云南按并网时间分阶段递减：2021-2023年全容量并网项目保障100%，2024年降至65%，2025年降至55%。
海南按投产年份递减：2023年保障90%，2024年降至85%，2025年降至80%。
湖北、湖南分布式项目上限为80%。
宁夏、湖北集中式项目上限分别为10%、12.5%。
新疆补贴项目保障30%，平价项目保障50%。
全额保障：广西、蒙东、宁夏、云南、湖南（扶贫项目）等省份对分布式项目或扶贫项目100%纳入机制电量。
比例上限：
递减机制：
增量项目机制电量
蒙东、蒙西暂不安排增量项目机制电量，全面参与现货市场。
新疆未明确增量项目机制电量规模。
贵州单个项目申请纳入机制的电量不得超过当期全部上网电量的90%。
海南2025年竞价时暂按全部上网电量85%申报。
甘肃不高于全部上网电量的80%。
动态调整：多数省份根据上一年消纳责任权重完成情况调整比例，未完成地区需增加规模。
比例上限：
特殊规则：
四、执行期限：存量项目以全生命周期为主，增量项目多为10-12年
存量项目
执行期限以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。
增量项目
10年期限：新疆、湖南、宁夏、山东（深远海风电除外）。
12年期限：广西、广东、海南、辽宁、上海、甘肃、黑龙江、贵州、重庆、云南。
未明确期限：山西、安徽（以同类项目平均值为时限）。
五、区域特色：因地制宜的差异化设计
新疆
存量项目：补贴项目电价0.25元/千瓦时，平价项目0.262元/千瓦时，保障比例分项目类型差异化。
增量项目：竞价区间0.15-0.262元/千瓦时，执行期限10年。
内蒙古（蒙东、蒙西）
存量项目：蒙西分布式光伏/扶贫项目100%保障，带补贴集中式项目按特定小时数核定。
增量项目：暂不安排机制电量，全面参与现货市场。
山东
存量项目：电价0.3949元/千瓦时（煤电基准价上限），执行期限全生命周期或20年。
增量项目：竞价确定电价（上限0.3949元/千瓦时），执行期限按投资回收期动态调整（光伏10年、风电12-14年）。
广东
存量项目：未明确机制电价，与煤电基准价衔接。
增量项目：竞价形成电价（上限0.4207元/千瓦时），执行期限海上风电14年、其他新能源12年。
海南
存量项目：海风0.4298元/千瓦时，光伏/陆风0.3998元/千瓦时。
增量项目：竞价形成电价（上限0.4298元/千瓦时），执行期限海风14年、其他12年。
六、政策趋势：平稳过渡与市场导向并重
存量项目：以固定电价和比例保障筑牢收益底线，避免市场化改革对存量资产造成冲击。
增量项目：通过竞价机制和动态调整注入市场活力，推动新能源项目降本增效。
区域协调：结合资源禀赋、市场建设阶段和消纳能力，形成差异化政策侧重点，确保政策可操作性。
