截止8月31日，已有19省出台了省级分布式光伏管理新政，积极承接136号文相关要求。
136号文的核心突破在于构建“机制电价+差价结算”新型定价体系，并且在新老划断、动态调整、风险对冲方面也做出了关键变革。具体政策内容详见→电价新政落地：分布式光伏上网电价全面市场化，6月1日新老划断从政策类型与发布状态来看，19省中，已发布正式文件有广西、蒙西、广东、新疆、宁夏、浙江、辽宁、上海、山东、甘肃、重庆、湖北，共12个省份；发布征求意见稿/讨论稿有湖南、海南、海南、山西、云南、贵州、安徽，共7个省份。
各地的政策对比如下图：
在存量项目电价机制上，各地各有不同。广西、浙江、上海等明确固定电价，如广西在0.4207-0.4267元/千瓦时至0.4267元/千瓦时；蒙西、广东、新疆等以市场化交易为主，像蒙西按2024年新能源市场交易比例；辽宁、甘肃等采用分段/浮动机制，辽宁0.3749元/千瓦时至0.3749元/千瓦时，上限内按上年平均收购水平，下限0.18元/千瓦时；浙江、山西等延续现行规则，如山西存量项目保障性收购，不参与市场交易。
增量项目电价与电量分配方面，广西、广东、湖南等省份电价未明确/待定，多与市场交易挂钩；分布式项目上，广西100%、上海优先消纳、山东100%保障收购，集中式项目上，甘肃首批8.3亿千瓦时，第二批15.2亿千瓦时，重庆100%市场化；新疆、贵州、云南等市场化比例较高，强调市场竞争配置；海南、湖北等设置特殊机制，海南海上风电项目按85%保障收购，陆上风电按75%。
执行期限与补贴政策上，执行期限以“20年”为主（广西、广东、浙江等16省份），仅宁夏、上海为“10年”，体现长期稳定预期；多数省份补贴小时数未明确（或按“合理利用小时数”执行），仅湖南、海南（讨论稿）提及“2025年参与竞价的风电、光伏上网电量20%”享受补贴；甘肃、云南等明确“存量项目不参与市场交易，增量项目通过竞争/市场交易确定价格”，推动新旧项目分化管理。
