进入三季度，各省136号文承接文件的出台明显加快了进度。截至发稿，蒙东、蒙西、新疆、上海、山东、甘肃、云南、湖北8地已出台正式稿，12省市处于征求意见阶段。其他省份除湖南在讨论稿阶段外，尚有11省市未出台市场化政策。同时，、、给出了531之后到市场交易前的过渡期政策。

实施进度方面，山东领先全国，机制电价竞价申报已于8月22日截止，竞价结果预计将在9月中旬出炉。另外，甘肃、云南在文件中明确竞价时间安排，甘肃要求竞价于10月底前完成，云南拟定在三季度开展首次竞价。

从各省细则来看，增量项目的机制电价（主要是下限）、机制电量总规模以及执行年限是决定下一步新能源投资的关键因素。

从目前已经出台的各省情况来看，执行期限的争议并不大，大多集中在10-12年左右，这一具体期限视各地资源情况而定。但电价与规模，基本是此消彼长的情况，如果保障比例较高，那么势必电价下限极低，譬如山东；如果电价下限较高，那么保障比例相对就会比较低，比如新疆、甘肃等。

另一个值得关注的点是，各地竞价分类的差别较大，譬如上海提出了风电、光伏同场竞价，而新出的浙江省则分了集中式光伏、分布式光伏、陆风、省管海风以及国管海风五大类，这也是首次出现五类竞价规则的省份，也更有利于各类型的发展规模管理。

据光伏們了解，部分省份会给予海上光伏单独的竞价政策。在当前的成本水平下，海上光伏并不具备与其他类型同台竞价的能力，而单独给予政策的省份必然有其考虑，譬如陆上资源受限、绿电需求较大等原因。

实际上，各省136号文的具体细则更多的受当地对于新能源投资的诉求而定，譬如在一些更看重新能源在固投目标中的重要作用，会相对在细则制定中更倾向于支持新能源的发展。

华东地区

相对来说，华东地区仍然是政策相对友好的区域，但根据各省情况，政策差异较大。

以山东为例，作为全国首个启动竞价的省份，山东的特点是，因为此前山东保障收购较高，所以机制电量比例较高，风光达到70~80%，但与之对应的，增量的风、光项目竞价下限极低，风电仅有0.094、光伏0.123元/度。

竞价申报主体例外情况的规定：源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目的风电、光伏发电，以及2025年6月18日（含）以后投产的一般工商业光伏、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。

综合山东整体的新能源形势来看，大多数企业对于下一步的光伏投资表示担忧，“目前基本所有的开发资源都倾向于风电了”。而对于风电投资的倾斜，关键在于电价。根据第三方机构数据，即使在山东全年负荷高峰期的7月，现货市场里光伏均价仍在0.2元/度以下，而风电可以达到0.35元/度左右，对比一目了然。

山东这一形势是华东地区光伏装机大省的“缩影”——高机制比例、低电价。但同样的华东，由于新能源装机以及负荷需求等原因，安徽、上海的政策又是各具特点。

尽管上海的竞价细则还未明确，但从目前来看，无论是存量还是增量，上海的条件均会优于山东。受土地资源限制，今年以来，后续来看海洋仍将是上海发展新能源的重点方向。

另外需要注意的是，安徽则在细则中特别指出，已投产的增量新能源项目在参与竞价获得机制电量前，可以参与月度及以下中长期交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。但存量项目年机制电量比例，要按其2024年度上网电量扣减当年中长期（含绿电）合同实际结算电量占当年上网电量的比例确定。

但是，这一影响存量收益至关重要的一点，在很多省份均未予以明确。包括山东的存量电站机制电量比例等相关细则，截至目前仍未明确。

浙江的独特之处在于，区分了集中式光伏、分布式光伏、陆风、省管海风以及国管海风五大类，这更有利于各类型新能源的规模管理。值得关注的是，浙江应该是全国唯一一个由新能源处负责136号文承接文件的省份，其规则的制定一定程度上更能结合本省新能源发展的实际情况。

西南地区

对比来看，贵州、重庆、云南三省市对于存量分布式光伏保障比例充足，这与三地的分布式装机比例较低密切相关。

从已经公布细则的贵州来看，增量机制比例以及电价水平相对更高，但贵州后续的建设空间主要受土地资源的限制较大，这一点是西南诸省均面临的挑战。

资源一般、土地受限、产业配套高，可能是西南各省新能源投资的“通病”。以云南为例，整个“十四五”期间，云南已经下发了超过90GW的新能源指标，单在136号文下，多个项目指标出现流标、重新竞配等问题，项目投资风险逐渐暴露。

但从目前获取的云南机制电价上下限水平来看，云南仍对新能源投资寄予厚望。与西北省份类似的是——新能源投资正成为不少省份固投的重要支撑，正因如此，譬如甘肃、新疆、云南、贵州等仍然在136号文件的边界设置中较为可观。

华北地区

山西136号文二次征求意见中，存量机制电量比例更加明确，原则上按照具体新能源项目2022.07至2025.05非市场化电量平均占比确定。增量机制电价首次竞价范围为0.199~0.332元/度。

对于山西而言，光伏电站投资更大的问题在于土地资源的限制，由于山西是现货市场推进最快的省份之一，电价对于新能源电站投资的影响在两年前已经凸显，类似这种入市较早的省份，对于136号文的敏感性会稍弱一些。

作为第一批推出正式文件的蒙东、蒙西地区，二者共同特点是此前入市交易比例达到90%以上，增量不安排机制电量；存量项目的机制电量比例按照不同风电类型有所区分。与西北三个省份相比，内蒙的相对优势在于消纳负荷相对更多，就地消纳能力略高。

东北地区

东北地区的新能源投资而言，各省特点不一。其中黑龙江的最大风险来自于负荷能力不足下的电力消纳问题，据悉目前黑龙江的新能源项目审批以电网接入为准，部分已投产项目亦面临限电的风险。

相比之下，辽宁的消纳能力要优于黑龙江，但辽宁此前的产业配套问题是推动下一步新能源投资的一大限制。之前有行业人士透露，辽宁14个地级市已经布局了7~8家风电整机厂商。

西北地区

西北三省仅甘肃由征求意见稿阶段转为正式稿阶段。相比于征求意见稿，对应的项目类别中明确了不含沙戈荒基地。另外，尽管文件并未明确存量项目的机制电量比例，但从整体的电量总规模测算来看，154亿千瓦时对应的常规存量项目的机制电量比例预计不会超过15%。

由此推算增量项目的机制电价比例预计会落在10%左右。对比目前西北各省的136号文相关细则，甘肃增量的机制保证比例基本与宁夏持平。

同时，甘肃启动了两批竞价工作，首批纳入机制范围的电量规模为8.3亿千瓦时。第二批次纳入机制范围的电量规模为15.2亿千瓦时。竞价上下限为0.1954元~0.2447元/度。

新能源投资已经成为西北三个省份完成固投任务的重要环节，但这三个省份的共同特点是消纳压力凸显，也是影响三省新能源投资的核心因素。

从136号文件对比来看，新疆反而是机制电量规模最高的，但也是当前新能源投资压力最大的一个省份。据了解，新疆不少电站的限电率超过50%，甚至部分项目高达80-90%。消纳形势愈发严峻、加之电价下滑，存量新能源项目大规模的陷入亏损。

据光伏們了解，大部分央国企已经暂停甚至退出了新疆市场的开发，但从136号文来看，新疆发展新能源的决心仍旧充足。

无论如何，当前影响这三省新能源投资的核心因素，不仅仅在于136号文的具体规则，毕竟在此前这三省的电价已经出现了较大幅度的下滑，消纳已经成为可以与电价并行的影响新能源投决的关键要素。

华南地区

广东作为华南地区的代表省份，其136号文的具体细则亦颇受行业关注，这亦源于广东是华南地区最大的负荷中心代表，也是目前新能源投资最具空间的省份之一。

不再发展地面集中式光伏发电、重点支持屋顶光伏发电发展。

这意味着，作为我国华南地区的负荷大省代表，广东的新能源发展空间将聚焦在分布式光伏与风电，集中式光伏很难再有更多的发展空间了。

不过上述文件提到，对于利用设施农用地上已建成农业建（构）筑物建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目，在满足不影响农业建（构）筑物原有用途、日常维护、加固改造以及安全保障需求，且年自发自用电量占发电量比例不低于50%的条件下，归于一般工商业分布式光伏发电项目管理。

相比之下，海南的政策导向已经优于大部分省份，但海南的新能源投资痛点可能更多集中在土地资源的限制与消纳压力，包括由于台风等气候条件约束带来的投资风险。

而广西的新能源投资困境已经体现出来，限电的攀升以及电价下降，令不少电站的运营成本陡然上升。

华中地区

仅从136号文来看，湖北、湖南的保障比例都不高，甚至与西北省份齐平，而湖北存量集中式光伏电站的机制比例也下降的比较快。可以预见的是，下一步中部地区的新能源投资也将暂缓一阵了。

实际上，不止136号文，今年6月湖北现货正式运行，上半年湖北省的存量光伏电站大面积陷入亏损，投资企业面临的收益压力巨大。从竞价下限来看，湖北增量项目可能也难以形成规模化的投资支撑。（详见《》）

各省具体细则对比如下：

责任编辑：臧超 杨靖羽

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