136号文省级细则即将揭晓

‌国家能源局最新消息，截至3月底，光伏新增装机容量达到59.71GW，仅3月一个月新增规模便超20GW，这也让今年以来轰轰烈烈的光伏抢装潮再次具象化。

然而，市场更为关注的却是抢装过后的“断崖式下跌”：有企业设备集采大单戛然终止、包括央企在内多家企业暂停了分布式光伏开发……

这些“极与极”的市场表现则主要来自政策巨变。今年开年，两份重磅政策接连出台，引导光伏开发进入高质量发展周期的同期，也彻底颠覆了以往的投资生态。其中，分布式光伏新政系关分布式光伏项目上网模式及上网比例，近期随着各省细则揭开形势逐渐明朗。但136号文，无疑影响着各大企业的投资决策、项目收益、回收周期甚至生死。

先发省份即将发布

此前，在南方电网发布的《新能源参与电力现货市场工作方案（2025年版）》（征求意见稿）中指出，按照136号文国家统一要求，4月底前推动广东省能源主管部门试点出台承接工作方案，12月底前推动广西、云南、贵州、海南出台承接工作方案。

广东之外，据悉某东部省份的136号文承接方案也已出台但并未发布，接下来即将开始模拟竞价。4月下旬以及5月，多省入市细则大概率将陆续发布。

而各省专题班子可谓涵盖了多个部门，一般由发改委价格处牵头定价，能源局制定风光伏机制电量比例，能监办制定交易规则，电网公司负责实施。

值得重视的是，由于推进进度不一，各省今年新增项目的竞价次数也将不尽相同，有先发省份将在年中和年末组织两次竞价。

分布式光伏“一视同仁”

进一步聚焦新增项目竞价，根据136号文，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，按技术类型分类组织竞价，也就是风电、光伏将分开参与竞价。而关于集中式和分布式光伏会不会分开竞价，一直是业内关注的焦点。分布式光伏并没有特殊待遇，并且为了防止恶意竞价，有省份要求参与市场化竞价的项目需要准备10%的银行保函。

另外，自然人户用光伏同样也将“一视同仁”，一律进入市场，且要求必须以法人的名义参与，因此自然人户用项目需要委托第三方聚合商参与市场；非自然人户用光伏项目可以以项目公司的名义参与，除现货外还可参与中长期交易，难点则是项目公司如果体量不足够大的话，不一定能拿得到银行保函。

需要注意的是，由于项目竞价需要备案证，但分布式光伏随着抢装结束，储备项目清空，接下来新增项目很难卡点拿到备案证，因此在部分先发省份6月组织的竞价中，分布式光伏大概率将错过，这也意味着在下一轮竞价前，特别是现货市场区域，分布式光伏项目将难以享受机制电价，只能接受现货价。

谨慎选择机制电量

机制电价无疑将对大部分新能源项目形成兜底，让投资企业有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展。机制规则下，光伏项目的电价收益也将变更为非机制电量×市场化交易价格+机制电量×（机制电价－实时市场交易均价+市场化交易价格）。

根据136号文官方解读，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，并且决定多退还是少补的决定值仅为市场交易均价与机制电价的对比，与个体项目报价无关。

不容忽视的还有系统调节费用，以前大多由地面电站和10KV以上的工商业电站承担，未来不排除低压侧也要承担系统调节费用，因此最终结算电价还须减去系统调节费用。

由此，新能源项目是否进入机制电量还须谨慎选择，若是运营能力较强且交易策略更优的项目，直接市场化交易反而收益更高。值得注意的是，136号文规定，新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围，也就是一旦退出后，不可再参与。

对于光伏下半场，专家也呼吁市场“不用太过悲观”，特别是消纳条件较好的地区，136号文承接方案将从现有政策的延续性、市场消纳能力及交易价格、用户电价接受程度、资源开发潜力和成本等多角度出发，确保新能源项目平稳入市、健康发展。