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各地新能源全面入市地方方案陆续公布。

6月25日，新疆发改委官方网站公布了《深化新能源上网电价市场化改革 助力新能源高质量发展》这一方案，同时发布了《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》的解读内容。

在同一天，内蒙古自治区发改委和能源局发布了《关于推进蒙西电网新能源上网电价市场化改革的实施计划》。该计划作为蒙西地区编号为136的文件，已经正式对外公布，并计划从2025年7月1日开始执行。

这也意味着新疆和蒙西“136号文”的承接方案终于落地。

自2022年起，新疆率先将平价新能源项目引入电力交易领域，同时开创性地推出了上网电价目标支持机制，设定了每千瓦时0.262元的上网电价目标，并以市场交易的平均价格为参考，对参与市场化交易的新能源项目电量实施价格差额补贴。

根据当前方案分析，新疆将针对2025年6月1日之前已投产的现有项目，进行分类管理，具体包括对补贴类项目与平价类项目进行区分。

该补贴项目所设的电价标准为每千瓦时0.25元，而机制电量在其上网电量中占30%的比例；至于平价项目，其电价为每千瓦时0.262元，机制电量则占上网电量的50%。为保障增量新能源项目的竞价活动顺利进行，《方案》明确指出，增量项目将实行边际出清的电价形成机制，并按风电和太阳能等不同类型进行分项竞价，竞价电价区间暂定为每千瓦时0.150元至0.262元；竞价活动将每年举办一次，届时已投入运营及未来12个月内计划投产且未曾参与过该机制的项目均可自愿报名参加。

关于机制电价差价结算的安排，新疆在《方案》中明确说明，对于纳入该机制的电量，国网新疆电力有限公司会每月依据机制电价进行差价结算；同时，会将同类型项目在市场交易中的平均价格与机制电价之间的差额，计入系统运行费用，具体为“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”这一科目。国网新疆电力有限公司负责详细制定差价结算的具体规定，并承担着统筹签订差价协议、执行差价电费的结算流程以及确保结算信息的及时公开等任务。

蒙西方案分析显示，针对现有项目，当地对于分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目所设定的实际并网电量，包括带补贴的集中式风电、集中式光伏、风电特许权项目以及光伏领跑者项目，分别对应着215小时、250小时、1220小时、1210小时的电量安排，这些电量安排等同于机制电量。同时，对于执行固定电价的新能源项目，其并网电量安排同样遵循机制电量。

在机制电价方面，《方案》明确指出，蒙西燃煤的基准电价设定为0.2829元每千瓦时，而对于采用固定电价执行的新能源项目，其机制电价将继续沿用原先核定的电价标准。至于增量项目，目前尚无计划将其电量纳入机制管理。

实际上，该136号文件启动了新能源全面市场化的定价机制，这在我国电价改革的历史进程中必将占有重要位置。

《南方能源观察》报道指出，山东、广东等超过十个省区正在抓紧实施一系列的落地计划。

在5月29日之前，内蒙古自治区发展改革委与能源局共同发布了《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》。这一举措紧随国家发展改革委和国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源高质量发展通知》（文件编号：发改价格〔2025〕136号）之后，成为首个公布正式改革方案的地区。此举标志着136号文件的实施大幕正式拉开。

在5月7日这一较早的时间点，山东省对《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》以及相应的《新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》进行了公布，并向能源监管机构、电网企业以及相关发电企业广泛征询了意见。

在5月12日，广东省针对《关于广东新能源增量项目可持续发展的价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》以及《广东省新能源发电项目可持续发展的价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》两项文件，广泛征求了市场各方的意见和建议。

不完全的统计数据显示，除了广东和山东之外，浙江省、江苏省、湖南省、湖北省以及辽宁省等地区也相继开始就具体的落地计划向有关的市场主体征询意见。

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非机制电量部分和增量项目的机制电价均受市场供需关系影响，同时，鉴于风光新能源行业的高经营杠杆特性，其对于利用小时数极为敏感。在电价机制明确之后，限电情况将直接关系到区域内项目盈利的核心因素。中信证券在其研报中提到，鉴于新疆地区现有的消纳压力较大，并且光伏发电的输出曲线分布极不均匀，预计新疆新增的光伏项目所承受的挑战将会比风电项目更为严峻。

平衡电价水平与新能源产业投资是省级出台方案的主要难点。

136号文件明确指出，需将市场平均交易价格与机制电价之间的差异计入当地系统运行成本之中，这表明相关费用将传导至消费者。在当前的市场供需状况和电价水平下，若机制电量较大、电价较高且执行期较长，将有利于地方新能源的发展；然而，消费者将面临一定的电价上涨压力。情况相反时，情况亦然。在具体执行过程中，必须考虑到该地区年度非水电类可再生能源电力消纳责任指标的完成状况，以及其他相关因素。

浙江省和江苏省等东部沿海地区电力消耗量大，对电力的需求十分旺盛，而这些地区在新能源的投资和建设上面临的空间相对较小。在1月23日举行的浙江省2025年经济政策新闻发布会上，浙江省政府明确提出，力争在2025年实现全省工商业电价每千瓦时降低0.03元的目标，此举旨在通过降低电价来吸引更多投资，招商引资的意图十分明显。

改革不断深入，市场主体逐步认同了价格由市场机制来决定。据电力行业人士透露，浙江、江苏、湖南、湖北等地区均迫切希望实现电价的稳定。“实际上，终端电价仍有可承受的余地，然而各省份均希望在吸引投资的过程中获得更加有利的地位。”

对于像“三北”这样的新能源资源丰富区域，新能源产业构成了其经济和社会发展的关键支撑之一。因此，这些地区需要实施比其他省区更为优越的电价政策，以吸引更多的投资。同时，设立一定比例的机制电量，有助于它们实现这一目标。

与此同时，在“三北”地区，电价敏感用户众多，且规模庞大，这一特点使得在制定电价政策时必须格外小心谨慎。

新疆地区拥有丰富的风光资源，其优势显著。近几年来，新能源的装机容量增长迅猛。到2024年年底，新疆的风光装机容量已分别达到了4708万千瓦和4872万千瓦。同时，风光上网电量也分别达到了708亿千瓦时和380亿千瓦时。在2024年新疆的总用电量中，风光能源的占比已经上升到了25.7%。

新疆地区因装机量迅速增加，新能源的消纳压力显著上升，至2025年4月，该地区风电和光伏的利用率已分别降至88.9%和88.0%，两者均未达到90%的门槛。

内蒙古同样是新能源的重要基地，坐拥全国超过一半的风能储备以及超过五分之一的太阳能储备，其可开发的风光资源技术量大约为108亿千瓦。到了2024年年末，内蒙古自治区的总新能源装机容量已达到1.35亿千瓦，全区域年度新能源发电总量更是突破了2000亿千瓦时。

目前，蒙西电网作为我国第五个正式运营的电力现货市场，2024年的交易中，新能源电量的比例已经高达92%。在集中式新能源项目的上网电量几乎全部融入电力市场之后，进一步促使分布式光伏、分散式风电以及扶贫光伏等新能源项目的上网电量参与市场交易。这样，新能源项目的上网电量便可全面进入电力市场，而上网电价则通过市场交易机制来决定。

据行业反馈，自136号文件实施以来，总体来看，对于新能源的投资与建设活动预计将更加注重理性化。

上海绿肆数创新能源科技有限公司的技术总监龚昭宇在接受媒体采访时指出，建议新能源场站在竞价环节中应保持理智，报价时切勿过分依赖高价位的边际定价策略，切勿申报远低于成本的价格；此外，若竞价过程中电价低于长期市场化水平，应考虑适当放弃机制电量。

中建投租赁股份有限公司市场一部负责人蒋恩朋，作为新能源行业的投资者，指出业界普遍认为，新能源上网电价未来将呈现下降态势。他期望在电价下降的过程中，能够为新能源提供更充足的适应期。

预计新能源领域的投资将趋向理性化，投资决策将基于市场交易所能带来的收益。“我对新能源行业持续高速发展的前景充满信心。”蒋恩朋表示。