一、2025年国家能源局136号文件***各地风电光伏政策
1、 2025年国家能源局“136号文”核心为深化新能源上网电价市场化改革，各地风电光伏政策涵盖建设、配置、一体化等多个方面。
2、一、国家能源局“136号文”核心内容2025年国家能源局“136号文”即《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），其核心是推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，旨在通过市场化机制促进新能源高质量发展。
3、风电建设方案与竞争性配置云南、江西、陕西、山西、河北、广西等地分别印发或下达了2025年新能源项目开发建设方案、集中式项目清单、保障性并网项目竞配结果等。例如，云南印发第三批新能源项目开发建设方案，陕西公示风光保障性并网项目竞配结果，河北公示风电、光伏发电年度开发建设方案第三批拟安排项目。
4、驭风行动与分散式风电辽宁下达“驭风行动”第一批试点项目，内蒙古呼伦贝尔市公示分布式能源项目名单，广西贵港市公示分散式风电拟申报项目，推动分散式风电和驭风行动试点项目的落地。
5、绿电直连与煤电新能源一体化河北公示绿电直连拟安排第一批项目情况，山西公示煤电和新能源一体化项目评审结果（第三批），促进绿电直连和煤电新能源一体化项目的发展。
6、风电调整与清理贵州发布清理“十四五”风电光伏发电建设计划项目第四批的通知，河北公示风电、光伏发电项目拟调整情况，对风电光伏项目进行动态调整和清理。
7、“136号文”相关配套政策安徽、贵州、山东、河北、广西、河南、上海等地发布与“136号文”相关的政策，进一步细化落实国家层面的市场化改革要求。
8、其他专项政策河北发布退役风电机组利用处置污染控制技术规范，湖南、辽宁、宁夏、山西、四川发布绿电直连相关文件，云南、海南发布零碳园区建设方案，推动风电光伏产业的全链条发展。
二、河北风电光伏竞争电价政策
河北风电光伏竞争电价政策主要分为存量项目和增量项目两类，具体规定如下：
集中式光伏：40%（扶贫项目100%）；集中式风电：70%；工商业分布式光伏：80%；其余分布式光伏和分散式风电：100%。多类型电源项目按容量占比加权确定执行比例。
冀北电网特殊规定：以2024年6月1日至2025年5月31日实际非市场化交易结算电量占比作为机制电量上限，且不得高于上一年比例。
河北南网：统一按煤电基准价0.3644元/千瓦时执行。
冀北电网：按现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行。
按全生命周期合理利用小时数剩余值与投产满20年（以较早者为准）执行。
冀北电网补充：项目达到全生命周期合理利用小时数（具体到月）或投产满20年（具体到月）的次月起，退出差价结算机制。
申报公式：单个项目申报规模=装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时数×(1-厂用电率)×机制电量申报比例，上限最高80%。
冀北电网特殊规定：省发展改革委根据年度非水电可再生能源消纳责任权重、用户承受能力，每年确定新增纳入机制的年度电量总规模及风电、光伏竞价规模。
上限：暂不高于燃煤发电基准价；下限：参考先进新能源项目成本因素确定竞价下限。
风电：10年；光伏：12年；海上风电与海上光伏：14年（由省发展改革委确定机制电量规模和电价形成方式）。
三、市场化交易要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成：
集中式项目：报量报价参与交易；分布式项目（含分散式风电）：可直接或通过聚合方式报量报价参与交易；未选择直接或聚合参与的，默认作为“价格接受者”参与市场。政策通过差异化机制电量比例、电价上限及执行期限，兼顾存量项目收益稳定与增量项目市场化竞争，同时推动新能源全面参与电力市场交易。