全国光伏新政正进入密集落地期，区域政策差异已成为影响投资决策的关键变量。根据国家“136号文”要求，各地需结合本地可再生能源资源与消纳能力制定实施细则。截至目前，全国已有21个省市陆续出台相关政策，但不少投资方仍处于观望状态。近日，国家能源局在可再生能源电力开发建设调度视频会上强调，各地应尽快推动实施方案落地，组织电价竞价，稳定市场预期。

存量项目政策：机制电量比例差异显著

从已出台细则的省市来看，分布式光伏在广西、宁夏、云南、蒙西、蒙东、上海、甘肃等地可实现100%机制电量，而湖南、山东则分别设定80%和85%的比例上限。

集中式光伏保障比例普遍收紧，区域差异明显。湖北将集中式项目机制电量比例上限设定为12.5%，意味着超七成发电量需参与市场化交易。海南保障比例逐年递减至80%，云南为55%。

电价方面，21省市存量项目机制电价区间普遍位于0.26~0.45元/千瓦时，平均水平约0.36元/千瓦时。湖南、海南、广西、湖北、上海、浙江六省市电价较高，普遍超过0.40元/度，长三角和珠三角周边区域甚至达到0.42元/度。而蒙西、新疆、宁夏等地电价处于低位，普遍低于0.30元/度。

增量项目：竞价成为主流，执行年限缩短

2025年6月1日后全容量并网的项目被划为增量项目，除蒙东、蒙西暂不安排外，多数地区通过竞价确定机制电量和电价。新疆、山东、湖南、广东等8省份已明确首次申报比例，最高为90%（新疆），最低为10%（宁夏）。多地引入“奖优罚劣”动态机制，将电价与发电小时数、消纳能力挂钩。广东、贵州还增设电量核减规则，防止“双重收益”。

增量项目竞价上限多与当地煤电基准价持平，下限则差异较大。山东光伏项目竞价下限低至0.123元/千瓦时，海南上限则高达0.3998元/千瓦时。执行年限方面，新疆、湖南、宁夏及山东（除深远海风电）为10年，其余多为12年。

随着各省细则的明晰，中国光伏投资已告别“普惠”时代，正式步入精耕细作的“价值挖掘”新阶段。对于投资者而言，穿透数字与比例，深刻理解不同区域的规则细节与市场风险，比以往任何时候都更加重要。未来的竞争，将是政策解读能力、成本控制与市场化运营能力的综合比拼。如何在确定性中寻找稳健收益，在不确定性中管理风险、博取超额回报，将成为每一家投资企业必须回答的核心考题。（此文出自见道官网：www.seetao.com未经允许不得转载否则必究，转载请注明见道网+原文链接）见道网战略栏目编辑/许生鹏