近日，山东省和广东省相继发布了针对136号文（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高水平发展的通知》）的地方细则征求意见稿，在全国范围内率先迈出了实质性的探索步伐，对推动新能源行业从政策驱动向市场驱动转型具备极其重大意义。
2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的136号文，首次在国家层面明确新能源全电量参与电力市场交易，并提出建立新能源可持续发展价格结算机制。
山东与广东在此基础上出台了相关细则的征求意见稿。两地政策侧重点有所差异，山东政策覆盖面“全”，在价格机制、市场交易体系及风险防控体系上均有详细规定，存量项目执行燃煤基准价，增量项目通过竞争定价并设定申报充足率下限，同时完善绿电绿证交易机制，保障市场稳定。
广东政策更“细”，聚焦于新能源增量项目的竞价与差价结算，明确竞价流程、交易方式及结算细则，以此推动增量项目市场化，但对存量项目，中长期市场、现货市场、绿电绿证市场和价格机制衔接等方面规定相对较少。
总之，山东、广东两地在遵循136号文总体思路下，结合自己真实的情况做出了具体的规定。
山东、广东两地存在很明显差异。首先，机制电价执行期限上，广东明确海上风电项目为14年、其他新能源项目为12年；山东存量项目按全生命周期合理规划利用小时数执行，增量项目未明确。
关于机制电量比例上限，广东要求机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，不高于90%，且需扣除已成交的中长期交易电量、绿电电量；山东适度优化，未明确具体数值。
关于竞价电量规模，山东设置充足率保证充分竞价，2025年竞价申报充足率不低于125%；广东未提及相关要求。
关于计算差价的“基准实施电价”计算方式，山东按月公布不一样新能源项目市场交易均价来开展机制电费结算；广东将月度发电侧实时市场电源加权平均价格分为海上风电、其他风电和光伏三类，分别根据该类型所有新能源项目(包括报量报价参与交易、通过虚拟电厂聚合参与交易以及接受市场行情报价新能源项目)所在节点实时市场行情报价及其分时上网电量加权计算。
关于最后一个项目入围电量确认规则，山东根据项目申报数量及装机容量占比等情况确定，若边际机组入选电量过小还会取消最后入选项目结果；广东则是按新能源项目报价从低到高排序，价格相同按申报时间优先，所有入选项目机制电价按最高报价确定。
关于未如期并网的违约责任，山东要求未投产项目需提交履约保函，延期超6个月将扣除保函并取消控股公司三年竞价资格；广东则延迟6个月以内可保留竞价结果，超6个月取消当次结果及三年内该项目竞价资格。
关于投产时间认定，山东以项目首次并网时间为准，且对分期并网有相关规定；广东根据项目电压等级等情况，分别依据电力业务许可证并网日期、项目质量监督并网意见书时间等进行认定，对未满足“四可”要求的项目也有特殊规定。
山东与广东两地均采用集中竞价方式，且明确不一样项目要分开竞价。山东现阶段按技术类型分别设置机制电量规模并组织竞价，未来将逐步统一，不再区分技术类型；广东则明确把项目分为海上风电、其他风电和光伏三类。两地首次竞价交易均将于2025年中期开展。
关于交易类型，两地规定仅现货交易电量能获得机制电价，且现阶段纳入机制电价的电量不参与中长期交易，新能源发电项目作为价格接受者，仅能参与现货市场，不能参与电能量中长期交易。
关于电量比例，两地规定新能源发电项目仅特殊的比例电量可获机制电价，计算比例的基数均为近三年同类型历史小时数。
此外，竞价申报主体都涵盖了已投产（全容量并网）和未来12个月内计划投产，且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。
对于新能源发电企业而言，在获得了通过市场之间的竞争获取更高收益机会的同时，也面临着价格波动风险和激烈的市场之间的竞争。山东通过设置申报充足率下限，促进企业之间的充分竞争，降低社会用能成本；广东对增量项目的竞价规则设计，带领企业合理制定报价策略。
用户侧同样面临机遇与挑战。一方面，用户都能够通过优化用电策略，利用分时电价、参与绿电采购等方式降低用电成本、提升企业形象。另一方面，市场规则的变化要求用户提升负荷预测与管理能力，尤其是中小型企业在大多数情况下要借助专业售电公司的服务来应对市场变化。
从行业发展角度来看，两地规则的发布具有深远意义。它们加速了新能源行业的市场化进程，促使新能源企业从依赖政策补贴向依靠市场竞争力转变。通过市场机制的引入，能够有效优化资源配置，淘汰落后产能，推动行业向精细化、市场化运营转变。
山东和广东作为全国率先发布136号文地方细则的省份，其探索经验具备极其重大的示范作用，为其他省份在制定相关规则时提供了参考范例。其他省份能结合自身实际情况，借鉴两地的成功经验，因地制宜地制定符合本地新能源发展的政策措施，一同推动全国新能源市场化改革的深入推进。
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