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一、国家政策核心框架

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布 《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），确立三大核心原则：

（一）改革总体目标

推动新能源上网电价全面由市场形成，建立可持续发展价格结算机制，区分存量与增量项目分类施策，取消新能源强制配储要求。

（二）核心规则

存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）

• 机制电量：衔接现行保障政策（如固定电价、保障性收购小时数），项目可自主确定年度机制电量比例（不高于上一年）。
• 机制电价：按现行政策执行，不高于当地煤电基准价（如山东 0.3949 元 / 千瓦时、新疆补贴项目 0.25 元 / 千瓦时）。
• 执行期限：按剩余全生命周期合理利用小时数或投产满 20 年对应年份较早者确定。

增量项目（2025 年 6 月 1 日起投产）

• 机制电量：每年新增纳入机制的电量规模由各省根据消纳责任权重、用户承受能力等动态调整，单个项目申报比例上限通常为 80%（如湖南、海南）。机制电价：通过竞价形成，初期按技术类型分类组织，竞价上限参考合理成本收益，下限避免无序竞争（如广东海风 0.35-0.4298 元 / 千瓦时、新疆 0.15-0.262 元 / 千瓦时）。执行期限：按同类项目回收初始投资的平均期限确定（通常 10-14 年，如海南海风 14 年、陆上风电 / 光伏 12 年）。

差价结算

纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价与市场交易均价的差额进行结算，费用纳入系统运行费。

二、各省份政策细则（按区域划分）

（一）华北地区

1. 山东省

• 存量项目机制电价：0.3949 元 / 千瓦时（含税）。机制电量：上限参考外省新能源非市场化率，持有省内中长期合约的项目不再纳入。执行期限：按剩余小时数执行，过渡期（2025 年 6 月 1 日 – 方案实施前）仍按现行规则交易。
• 增量项目机制电价：通过竞价确定，2025 年申报充足率不低于 125%。机制电量：参与竞价获取，机制外电量按市场规则交易。执行期限：自 2026 年起竞价工作原则上于前一年 10 月组织。
• 过渡期安排：2025 年 5 月 31 日前并网的存量项目按现行规则执行，补贴到期项目转为市场交易。

2. 山西省

• 存量项目机制电价：不高于当地脱硫煤基准价（约 0.33 元 / 千瓦时）。机制电量：衔接现行保障政策，项目可自主调整年度比例（不高于上一年）。执行期限：按剩余合理利用小时数或投产满 20 年较早者确定。
• 增量项目机制电价：通过竞价形成，申报充足率不低于 120%，初期分风电 / 光伏分类竞价。机制电量：每年新增规模由消纳责任权重等因素确定，单个项目上限 80%。执行期限：12 年，自首次竞价入选时间起算。
• 过渡期安排：2025 年 6 月 1 日 – 方案实施前，增量项目上网电量暂按实时市场均价结算，不参与分摊市场运营费用。

3. 内蒙古自治区（蒙西电网）

• 存量项目机制电价：分布式光伏、扶贫项目等全额纳入机制，执行电价 0.2829 元 / 千瓦时（蒙东为0.3035 元 / 千瓦时）。机制电量：带补贴集中式风电 / 光伏按保障小时数执行，平价项目按实际电量结算。执行期限：按剩余合理利用小时数或投产满 20 年较早者确定。
• 增量项目：不安排机制电量，全面参与电力市场交易。

（二）华东地区

1. 浙江省

• 过渡期安排（2025 年 6 月 1 日 – 方案实施前）增量项目：90% 电量执行煤电基准价（0.4153 元 / 千瓦时），10% 电量按现货市场均价结算。存量项目：按现行政策执行，可参与绿电交易。

2. 江苏省

• 现状：尚未发布细则，但明确新能源需全面参与电力市场交易，机制电价、电量待后续政策明确。

3. 安徽省

• 现状：未出台专项细则，峰谷分时电价调整中提及新能源需参与市场交易，但未明确机制电价规则。

（三）华南地区

1. 广东省

• 增量项目机制电价：通过集中竞价确定，2025 年首次竞价上限网传 0.453 元 / 千瓦时（需官方确认），海上风电项目执行期限 14 年，其他项目 12 年。机制电量：申报比例上限 90%，成交的中长期 / 绿电交易电量调减申报比例。执行期限：自入选时间起算，未投产项目延迟 6 个月以上则竞价结果作废。

2. 海南省

• 存量项目机制电价：2023 年前投产项目全额纳入，机制电价 0.4298 元 / 千瓦时（顶格执行脱硫煤价）。机制电量：2023 年项目纳入 90%，2024 年纳入 85%，2025 年 5 月 31 日前纳入 80%。执行期限：20 年减去已投产时间（如 2024 年投产项目执行 19 年）。
• 增量项目机制电价：海上风电竞价区间 0.35-0.4298 元 / 千瓦时，陆上风电 / 光伏 0.20-0.3998 元 / 千瓦时。机制电量：2025 年 6 月 – 2026 年底投产项目，海上风电纳入 80%，陆上风电 / 光伏纳入 75%。执行期限：海上风电 14 年，陆上风电 / 光伏 12 年。

（四）华中地区

1. 湖南省

• 存量项目机制电价：扶贫项目全额执行 0.45 元 / 千瓦时，常规项目 80% 电量执行 0.45 元 / 千瓦时。执行期限：按剩余合理利用小时数或投产满 20 年较早者确定。
• 增量项目机制电价：2025 年竞价上限 0.38 元 / 千瓦时，下限 0.26 元 / 千瓦时，执行 10 年。机制电量：2025 年纳入 20%，2026 年起动态调整，单个项目上限 80%。月度分解规则：保供紧张月份（1、7、8、12 月）按机制电量的 1.2 倍执行，消纳困难月份（3-6 月）按 0.8 倍执行。

2. 湖北省

• 现状：尚未发布细则，但明确需在 2025 年底前出台方案，重点关注机制电价与现货市场衔接。

（五）西北地区

1. 新疆维吾尔自治区

• 存量项目补贴项目：机制电价 0.25 元 / 千瓦时，机制电量比例 30%。平价项目：机制电价 0.262 元 / 千瓦时，机制电量比例 50%。执行期限：按剩余合理利用小时数或投产满 20 年较早者确定。
• 增量项目机制电价：分风电 / 光伏竞价，区间 0.15-0.262 元 / 千瓦时，执行期限 10 年。机制电量：暂按 50% 纳入，后期根据消纳情况调整。

2. 甘肃省

• 存量项目机制电价：0.3078 元 / 千瓦时，机制电量规模 154 亿千瓦时（2025 年）。执行期限：按剩余合理利用小时数或投产满 10 年较早者确定。
• 增量项目机制电价：竞价上限 0.3998 元 / 千瓦时，下限 0.2 元 / 千瓦时，执行 12 年。机制电量：单个项目申报比例上限 80%，每年 9 月前公布次年规模。

3. 宁夏回族自治区

• 存量项目机制电价：分布式项目全额执行 0.2595 元 / 千瓦时，集中式项目 10% 电量执行 0.2595 元 / 千瓦时。执行期限：按剩余合理利用小时数或投产满 20 年较早者确定。
• 增量项目机制电价：竞价下限 0.18 元 / 千瓦时，上限暂未明确，执行 10 年。机制电量：初期按增量项目预测上网电量的 10% 纳入。

（六）东北地区

1. 辽宁省

• 存量项目机制电价：0.3749 元 / 千瓦时，机制电量比例 55%。执行期限：12 年。
• 增量项目机制电价：通过竞价确定，竞价区间 0.18-0.33 元 / 千瓦时。机制电量：单个项目上限 80%，执行期限 12 年。

2. 吉林省

• 现状：尚未发布细则，但明确需在 2025 年底前出台方案，重点关注 “自发自用、余电上网” 模式的机制设计。

（七）其他省份

1. 福建省

• 现状：未发布细则，但明确新能源需全面参与电力市场交易，机制电价与绿电交易衔接待明确。

2. 广西壮族自治区

• 现状：细则仍在制定中，2025 年 5 月透露 “努力做好新旧政策衔接”，尚无正式文件上报审批。

三、过渡期政策要点

1. 浙江：2025 年 6 月 1 日 – 方案实施前，增量项目 90% 电量执行煤电基准价（0.4153 元 / 千瓦时），10% 电量按现货均价结算。
2. 山东：2025 年 5 月 31 日前并网的存量项目按现行规则执行，补贴到期项目转为市场交易。
3. 山西：2025 年 6 月 1 日 – 方案实施前，增量项目上网电量暂按实时市场均价结算，不参与分摊市场运营费用。
4. 海南：2025 年 6 月 1 日 – 12 月 31 日，增量项目可自愿参与首次竞价，执行期限自入选时间起算。

四、关键差异与行业影响

1. 区域分化显著

高电价省份（如海南、广东）：机制电价上限接近煤电基准价，吸引高成本项目（如海上风电）。低电价省份（如新疆、甘肃）：竞价下限低至 0.15 元 / 千瓦时，倒逼技术降本与效率提升。

2. 市场竞争加剧

山东、广东等省份要求竞价申报充足率不低于 125%，推动项目报价贴近成本，降低全社会用能成本。

3. 储能政策松绑

国家明确取消新能源强制配储要求，但海南、内蒙古等省份对存量项目仍保留配储政策，增量项目可自主选择。

4. 绿电交易协同

纳入机制的电量不再参与绿电交易，对应绿证划转至省级专用账户，由承担差价结算费用的用户共有（如湖南、海南）。

五、政策动态跟踪建议

1. 关注重点省份：山东、广东、新疆、海南等已出台细则的省份，需跟踪其首次竞价结果与执行情况。
2. 监测市场价格：现货市场申报价格上限（如海南 0.84 元 / 千瓦时、山西 0.56 元 / 千瓦时）可能影响项目收益预期。
3. 参与政策反馈：各省细则仍在征求意见阶段（如山西、宁夏），企业可通过行业协会或官方渠道提交建议。

建议定期访问各省发改委、能源局官网及国家能源局派出机构网站，获取最新政策文件与实施细则。