氢能汇获悉，今年9月，国家能源局局长王宏志在署名文章《以更大力度推动我国新能源高质量发展》中提到，“十五五”时期，加大力度推动风光制氢取得一定规模突破，在新能源资源富集地区，结合“沙戈荒”新能源基地、海上风电基地等大基地规划建设，加强绿氢制输储用一体化发展布局。

可见，发展氢能产业已成为大力实施可再生能源替代化石能源的重要抓手之一，对加快构建新型能源体系，实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。

“136号文”落地

加速绿氢规模化发展

今年2月，国家发改委、国家能源局联合发布的《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，简称“136号文”）中明确，新能源上网电价全面由市场形成，标志着新能源上网电价结束固定价格时代，新能源电量全面进入电力市场。

同时，“136号文”要求区分存量和增量项目分类实施，支持建立新能源可持续发展的价格结算机制，通过“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展。

众所周知，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性。

其中，氢能作为新型电力系统的重要支撑，推动与可再生能源的深度融合，是新能源消纳的 “关键媒介”。

通过消纳可再生能源发电，有效解决风能、太阳能等可再生能源出力间歇性和波动性问题，使稳定电网运行。

近年来，我国绿氢产业发展仍面临经济性难题，用电成本成为风光制氢规模化发展的重要制约因素。
“136号文”的下发，不仅重塑了风电、光伏等新能源项目的竞争格局，对于氢能而言，新能源机制电价为风光制氢提供了可预期的电力成本基准。
同时，推动了风光氢一体化项目的发展，加速绿氢项目规模化落地，保障绿氢项目收益预期的稳定性，降低投资风险，为氢能产业发展开辟了新的路径。

31地市公布“136号文”

西藏、广西尚未出台文件

氢能汇通过梳理，截至目前，已有新疆、上海、山东、甘肃、山西等31地市公布“136号文”承接方案或征求意见稿。（注：内蒙古分为蒙东、蒙西，河北分南网、北网）

根据31省市出台的“136号文”，氢能汇从存量与增量项目机制电价、电量安排及执行期限等维度进行了梳理绘制，从文件整体类型来看：

正式文件：23个省市，分别是内蒙古、新疆、上海、山东、甘肃、云南、湖北、河北、河北、宁夏、黑龙江、广东、安徽、辽宁、青海、四川、江西、海南、重庆、吉林、江苏、天津、湖南、福建。

征求意见稿：6个省，分别是山西、贵州、陕西、浙江、北京、河南。

已启动增量项目竞价：10个省市，分别是山东、甘肃、新疆、云南、河北、黑龙江、安徽、江西、青海、上海。其中，山东、甘肃、新疆、云南、江西已经公布了竞价结果。

尚未出台“136号文”：2个省区，分别是西藏与广西。

31地存量项目机制电价

0.2277元/千瓦时-0.453元/千瓦时

“136号文”明确，2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

氢能汇通过梳理31地“136号文”实施细则，在6月1日前并网的新能源项目，存量项目机制电价基本为煤电基准价。

存量项目机制电价范围是0.2277元/千瓦时-0.453元/千瓦时。

存量项目机制电价最高的省份为广东、湖南、海南。其中，广东存量项目参考燃煤发电基准价按0.453元/千瓦时执行，湖南纳入机制电量的机制电价为0.45元/千瓦时；海南竞配式并网项目执行原竞配价格，其余项目按海南省煤电基准价0.4298元/千瓦时执行。

存量项目机制电价较低的省份为青海、宁夏、新疆、内蒙古等西北省份。青海不带新能源补贴项目机制电价按照新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行。宁夏统一执行燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时。新疆补贴项目机制电价位0.25元/千瓦时，平价项目机制电价为0.262元/千瓦时。

23地市增量项目机制电价

电价最高0.4207元/千瓦时

“136号文”明确，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。

氢能汇通过梳理发现，在31地市中，蒙东、蒙西明确，增量项目暂不安排新增纳入机制的电量，需通过市场交易形成电价。

在其余29地市中，贵州、湖北、福建、河南、重庆、江苏6省市未明确价格上下限。上海、四川、广东、海南、浙江、安徽、江西、湖南、黑龙江、冀北电网、河北南网、北京、陕西、山东、云南、吉林、山西、辽宁、天津、新疆、宁夏、甘肃、青海23地市均确定竞价区间。

增量项目机制电价最高为0.4207元/千瓦时，最低则不设下限。

增量项目竞价上网电价上限最高的省份是上海、四川、广东。上海竞价上限为燃煤基准价即0.4155元/W，四川竞价上限同样为燃煤基准价0.4012元/千瓦，广东光伏竞价上限为0.4元/千瓦时，海上风电竞价上限则为燃煤基准价。

其中，安徽、北京、福建、贵州、河北、河南、黑龙江、湖北、江苏、宁夏、山西、新疆、云南、重庆竞价上限均为当地燃煤基准价。

增量项目竞价上网电价下限最低的省份分别是山东、新疆、吉林，天津则暂不设下限。

其中，浙江、黑龙江均明确，下限为先进电站造价水平折算度电成本确定。

注：以光伏项目上下限为准

需要注意的是，《山东省新能源机制电价竞价实施细则》明确，现阶段竞价下限，原则上参考先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定。后期适时取消竞价下限。

执行期限

存量最低5年，增量10-12年

“136号文”明确，存量项目执行期限按照现行相关政策保障期限确定。增量项目执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

已经下发“136号文”承接方案的29省市中，28个省市明确，存量项目执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或投产满20年后不再执行机制电价。湖南则规定扶贫、分布式项目为20年，2021年以后集中式项目机制电价5年。

增量项目机制电价执行期限各地有所区分。其中，上海、甘肃、贵州、云南、湖北、浙江、北京、河北、宁夏、黑龙江、广东、安徽、辽宁、青海、四川、海南、重庆、吉林均为12年。新疆、山东、陕西、江西、天津、湖南则为10年。

湖北特别指出，增量分布式项目项目投产后，连续两个自然年自发自用率都高于全省分布式平均自发自用率水平10个百分点以上的，执行期限可增加1年，可增加的执行期限最多不超过2年。

结语

今年，国家再度强调，加大力度推动风光制氢取得一定规模突破。

通过以上各省“136号文”新能源项目机制电价的系统梳理，相信在“136号文”电价机制的精准引导下，氢能将成为中国能源转型的重要增长极。

相信未来，特别是风光资源富集的地区，新能源机制电价将为风光制氢一体化项目提供经济支撑。同时，也将吸引大量绿氢项目落地。

另外，也将使得绿氢在工业领域的应用更广泛，更具经济性，尤其在化工、冶金等对氢气需求较大的行业，低成本绿氢将加速替代工业领域灰氢。

来源：氢能汇