根据国家发改委、能源局联合发布的《关于建立健全新能源电价机制的通知》（即“136号文”）要求，各地需结合本地可再生能源资源条件与消纳能力，制定具体实施细则。在这一政策背景下，各类投资方对新建光伏项目普遍持观望态度。为加快政策落地，国家能源局于8月召开全国可再生能源电力开发建设调度视频会，明确要求各地尽快出台实施方案，组织电价竞价，稳定市场预期，优化投资环境。

据统计，截至2025年8月底，全国已有21个省市发布了实施细则。当前，投资者最为关注的是：哪些省份的电价政策更为友好？哪些区域仍具备显著的投资价值？

在机制电量比例方面，多地政策整体延续此前要求，但存在明显区域差异。分布式光伏项目中，广西、宁夏、云南、蒙西、蒙东、上海、甘肃等省份允许100%电量纳入机制电量；湖南设定比例上限为80%；山东2025年政策明确新增分布式光伏和分散式风电的机制电量比例分别为85%和70%。集中式光伏保障比例普遍收紧，湖北提出集中式新能源机制电量比例上限为12.5%，意味着超七成发电量需参与市场化交易，这一比例甚至高于部分西北省份。有分析指出，尽管参与中长期交易可享受部分保障性收购和政策奖励，实际保障比例接近80%，但其电价稳定性和市场风险与分布式存在本质差异。海南保障比例逐年递减至80%，云南为55%。各地还强调，具体项目年度机制电量比例不得高于上一年。

从已发布的21省市电价细则来看，机制电价整体区间为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、浙江六省市电价表现突出，普遍超过0.40元/度，其中用电需求旺盛的长三角和珠三角周边区域最高可达0.42元/度。而蒙西、新疆、宁夏三地电价处于低位，普遍低于0.30元/度，最低至0.26元/千瓦时。执行年限通常取项目剩余合理利用小时数对应年限与投产满20年剩余年限中的较小值。

对于2025年6月1日后全容量并网的增量项目，除蒙东、蒙西暂不安排外，其他地区根据非水可再生能源消纳责任权重和用户承受能力等因素确定机制电量。新疆、山东、湖南、广东、海南、宁夏、辽宁、贵州八省已明确首次申报比例，上限最高为90%（新疆），最低为10%（宁夏）。多地还引入动态调整机制，将电价与发电小时数、消纳能力直接挂钩，广东和贵州特别设置电量核减规则，防止“双重收益”。

增量项目机制电价严格按竞价确定，以入选项目最高报价为准，且不超过竞价上限。目前新疆等9省份已公布竞价上下限，其中新疆、宁夏、山西、贵州四地竞价上限与当地煤电基准价持平。光伏项目竞价下限最低为山东0.123元/千瓦时，上限最高为海南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。

综合政策内容与电价机制，各地区投资价值可初步划分为四类：

高电价+高保障区域：如浙江、上海、海南，电价超过0.40元/度，保障比例高、执行期长，收益稳定性强，适宜追求长期稳定回报的央企和国企。

低电价+高保障区域：如甘肃、贵州、云南，电价虽较低但保障比例明确且较高，执行期限多为20年，收益可预期性强，适合注重长期现金流、具备规模效应或精细化运营能力的投资企业。

高电价+低保障区域：如湖南、广东、湖北，电价较高但保障比例有限，收益波动风险大，适合市场化运营能力强、可借助区域电力溢价提升收益的投资者。

低电价+低保障区域：如新疆、宁夏、蒙西，电价低于0.30元/度，保障比例低、执行期短，投资风险高，但光照资源丰富、土地成本低，适合成本控制能力极强或具备本地消纳条件的项目。

综上，投资推荐优先级为：高电价高保障＞高保障＞高电价＞低保障低电价区域。随着各地细则持续明晰，光伏投资者需结合区域政策与自身优势，审慎布局，把握结构性机遇。（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