湖北“136號文”出臺！存量電價0.4161元／千瓦時！增量項目期限12年！

8月28日，湖北省發(fā)改委 省能源局關于印發(fā)湖北省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展實施方案的通知發(fā)布。

存量項目 ：

存量項目機制電量：集中式新能源，機制電量占該項目省內上網電量比例上限為12.5％。分布式新能源，機制電量占該項目省內上網電量比例上限為80％。光伏扶貧項目機制電量比例上限為100％。

各項目每年可按照不高于規(guī)定比例上限，自主確定執(zhí)行比例（不得高于上一年）。

機制電價：統(tǒng)一為0.4161元／千瓦時。

執(zhí)行期限：執(zhí)行起始月份為2025年10月，原則上執(zhí)行至投產滿20年對應月份，投產未滿20年即已達到規(guī)定的全生命周期合理利用小時數(shù)的（風電36000小時、光伏22000小時），不再納入機制范圍。

增量項目 ：

對2025年6月1日起投產的增量項目，每年根據(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素，動態(tài)調整全省增量新能源項目整體納入機制電量的總規(guī)模。

單個增量項目通過競價方式確定是否進入機制執(zhí)行范圍。競價工作由省發(fā)改委牽頭，省能源局、華中能源監(jiān)管局參與組織，國網湖北省電力有限公司具體實施，原則上每年底前組織一次。

初期分為風電、光伏兩類競價。綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶電價承受能力等因素確定競價上限；考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。

競價時按照報價從低到高排序，當申報機制電量累計規(guī)模與當次競價機制電量總規(guī)模持平時，參與累加平衡的項目全部入選，平衡點有多個同價項目的，按照同比例原則確定入選機制電量，該批次機制電價按照入選項目中最高報價確定。

參與競價但未入選的項目可參與下次競價，可申報競價的電量規(guī)模逐次遞減。

執(zhí)行期限：方案指出，入選的增量項目機制電價執(zhí)行期限暫定為12年。分布式項目投產后，連續(xù)兩個自然年自發(fā)自用率都高于全省分布式平均自發(fā)自用率水平10個百分點以上的，執(zhí)行期限可增加1年，可增加的執(zhí)行期限最多不超過2年。

入選時已投產的項目，原則上以入選時間為執(zhí)行起始時間。入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間為執(zhí)行起始時間；如實際投產時間晚于申報投產時間，實際投產前的機制電量不予補結；若實際投產時間晚于申報投產時間超過6個月，當次入選結果作廢，并取消項目投資方三年內所有增量項目競價資格。

優(yōu)化現(xiàn)貨市場交易和價格機制方面，方案指出，新能源上網電量全部參與實時市場。綜合考慮電力供需形勢、市場運行情況，按照逐步放寬原則，適時調整現(xiàn)貨市場申報價格上下限，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益確定，申報價格上限考慮工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定。

投產時間：集中式新能源投產容量以項目核準／備案容量為準，投產時間以電力業(yè)務許可證中核準／備案發(fā)電機組最晚投產時間為準；分布式新能源投產容量及時間以電網企業(yè)營銷2.0系統(tǒng)中項目的“并網容量”和“并網日期”為準。

方案顯示，完善輔助服務市場價格機制。科學確定輔助服務市場需求，合理設置有償輔助服務品種，明確輔助服務計價等市場規(guī)則。規(guī)范輔助服務費用傳導分擔方式，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行期間，符合要求的調頻、備用輔助服務費用（不含提供輔助服務過程中產生的電量費用），暫按60％計入系統(tǒng)運行費并由工商業(yè)用戶分攤，剩余部分由未參與電能量市場交易的上網電量分擔。

本方案自2025年10月1日起實施，現(xiàn)行政策與本方案不一致的，以本方案為準。如遇市場形勢發(fā)生重大變化，按照國家和省有關規(guī)定調整。

原文如下：

省發(fā)改委 省能源局關于印發(fā)湖北省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展實施方案的通知

鄂發(fā)改價管〔2025〕222號

各市、州、直管市、神農架林區(qū)發(fā)改委（能源局），國網湖北省電力有限公司，湖北電力交易中心有限公司，各新能源發(fā)電經營主體：

根據(jù)《國家發(fā)展改革委　國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）要求，為扎實做好我省新能源上網電價市場化改革實施工作，省發(fā)改委、省能源局研究制定了《湖北省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展實施方案》，現(xiàn)予以印發(fā)。請電網企業(yè)及電力交易機構認真組織落實。各市州發(fā)改委（能源局）要積極配合開展政策宣傳解讀，及時回應各方關切，有關重要事項及時報告省發(fā)改委、省能源局。

湖北省發(fā)展和改革委員會

湖北省能源局

2025年8月19日

湖北省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展實施方案

根據(jù)黨的二十屆三中全會關于推進能源領域價格改革的決策部署，按照《國家發(fā)展改革委　國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）要求，為抓好我省新能源上網電價市場化改革，促進新能源高質量發(fā)展，制定如下實施方案。

一、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）新能源上網電量全面參與市場交易。省內所有風電、太陽能發(fā)電項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。集中式新能源原則上報量報價參與市場交易，符合條件的分布式新能源可單體或聚合后同步參與中長期和現(xiàn)貨市場。未報量報價參與市場的新能源，接受現(xiàn)貨市場同類項目的月度分時點實時加權平均價格，2025年12月31日前，分布式新能源接受現(xiàn)貨市場同類項目月度全時點實時加權平均價格。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制執(zhí)行跨省跨區(qū)送電相關政策。

（二）優(yōu)化現(xiàn)貨市場交易和價格機制。新能源上網電量全部參與實時市場。綜合考慮電力供需形勢、市場運行情況，按照逐步放寬原則，適時調整現(xiàn)貨市場申報價格上下限，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益確定，申報價格上限考慮工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定。

（三）完善中長期市場交易和價格機制。不斷完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，初期可設置新能源中長期簽約比例要求，后期適時放寬。考慮新能源簽約比例變化，相應調整用戶中長期簽約比例要求。探索通過現(xiàn)貨市場價格引導形成中長期市場峰谷分時信號。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與用戶簽訂多年期購電協(xié)議。

（四）規(guī)范綠電綠證交易和價格機制。省內綠電交易不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。綠電交易申報和成交價格應當分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。

二、建立健全支持新能源高質量發(fā)展的制度機制

（五）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制。區(qū)分存量、增量項目，分別明確機制電量、機制電價和執(zhí)行期限。2025年6月1日（不含）之前投產的新能源項目為存量項目，其他均為增量項目。集中式新能源投產容量以項目核準／備案容量為準，投產時間以電力業(yè)務許可證中核準／備案發(fā)電機組最晚投產時間為準；分布式新能源投產容量及時間以電網企業(yè)營銷2.0系統(tǒng)中項目的“并網容量”和“并網日期”為準。在執(zhí)行期限內，國網湖北省電力有限公司按月對機制電量開展差價結算（差價指市場交易均價低于或高于機制電價的部分）。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，用于差價結算的市場交易均價按照現(xiàn)貨實時市場月度同類項目全時點加權平均價格確定。差價結算費用納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。

（六）做好存量項目機制執(zhí)行。存量項目由國網湖北省電力有限公司按照規(guī)則確定，報省發(fā)改委備案，定期在國網新能源云平臺、網上國網公布。機制電量：集中式新能源，機制電量占該項目省內上網電量比例上限為12.5％。分布式新能源，機制電量占該項目省內上網電量比例上限為80％。光伏扶貧項目機制電量比例上限為100％。各項目每年可按照不高于規(guī)定比例上限，自主確定執(zhí)行比例（不得高于上一年）。機制電價：統(tǒng)一為0.4161元／千瓦時。執(zhí)行期限：執(zhí)行起始月份為2025年10月，原則上執(zhí)行至投產滿20年對應月份，投產未滿20年即已達到規(guī)定的全生命周期合理利用小時數(shù)的（風電36000小時、光伏22000小時），不再納入機制范圍。

（七）實行增量項目競價機制。對2025年6月1日起投產的增量項目，每年根據(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素，動態(tài)調整全省增量新能源項目整體納入機制電量的總規(guī)模。單個增量項目通過競價方式確定是否進入機制執(zhí)行范圍。競價工作由省發(fā)改委牽頭，省能源局、華中能源監(jiān)管局參與組織，國網湖北省電力有限公司具體實施，原則上每年底前組織一次。初期分為風電、光伏兩類競價。綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶電價承受能力等因素確定競價上限；考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。

（八）強化增量項目競價管理。每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的新能源項目自愿參與競價（具體以競價公告規(guī)定為準）。集中式項目、10千伏及以上的分布式項目應具備自動發(fā)電控制功能（AGC），10千伏以下分布式項目應滿足“可觀、可測、可調、可控”技術要求。鼓勵已投產分布式項目以聚合形式參與競價，參與聚合的項目投產時間間隔最長不超過1年。競價項目應按照相關規(guī)定提交履約保函，競價申報的機制電量應適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量。申報的機制電價不得超出競價上下限范圍。競價時按照報價從低到高排序，當申報機制電量累計規(guī)模與當次競價機制電量總規(guī)模持平時，參與累加平衡的項目全部入選，平衡點有多個同價項目的，按照同比例原則確定入選機制電量，該批次機制電價按照入選項目中最高報價確定。參與競價但未入選的項目可參與下次競價，可申報競價的電量規(guī)模逐次遞減。

（九）明確增量項目執(zhí)行期限。入選的增量項目機制電價執(zhí)行期限暫定為12年。分布式項目投產后，連續(xù)兩個自然年自發(fā)自用率都高于全省分布式平均自發(fā)自用率水平10個百分點以上的，執(zhí)行期限可增加1年，可增加的執(zhí)行期限最多不超過2年。入選時已投產的項目，原則上以入選時間為執(zhí)行起始時間。入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間為執(zhí)行起始時間；如實際投產時間晚于申報投產時間，實際投產前的機制電量不予補結；若實際投產時間晚于申報投產時間超過6個月，當次入選結果作廢，并取消項目投資方三年內所有增量項目競價資格。

（十）按月開展機制電量結算。存量項目月度機制電量根據(jù)月度省內實際上網電量和項目自主選擇的機制電量比例確定；增量項目月度機制電量根據(jù)月度省內實際上網電量和項目入選機制電量占其協(xié)議年度上網電量的比例確定。增量項目當年月度結算機制電量累計不得超過年度機制電量規(guī)模，若未達到則年底清零。已納入機制的項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出，退出后不再納入機制執(zhí)行范圍。10千伏及以上的分布式新能源項目未完成AGC調度閉環(huán)控制的，以及10千伏以下的分布式新能源項目未通過用電信息采集系統(tǒng)“可觀、可測、可調、可控”認定的，當月結算機制電量比例在現(xiàn)行基礎上扣減10個百分點。

三、完善相關配套政策體系

（十一）加強與電力市場交易機制銜接。新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施后，中長期交易和現(xiàn)貨交易繼續(xù)按照相應市場規(guī)則執(zhí)行。納入機制的電量不再開展其他形式的差價結算。在充分考慮機制電量比例、電力市場供需等因素情況下，科學組織開展新能源中長期交易。

（十二）完善輔助服務市場價格機制。科學確定輔助服務市場需求，合理設置有償輔助服務品種，明確輔助服務計價等市場規(guī)則。規(guī)范輔助服務費用傳導分擔方式，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行期間，符合要求的調頻、備用輔助服務費用（不含提供輔助服務過程中產生的電量費用），暫按60％計入系統(tǒng)運行費并由工商業(yè)用戶分攤，剩余部分由未參與電能量市場交易的上網電量分擔。

（十三）完善相關配套機制。優(yōu)化代理購電電量采購機制。適時調整煤電容量電價標準，研究完善發(fā)電側容量補償機制。新能源參與省間現(xiàn)貨、省內現(xiàn)貨或輔助服務市場時，因自身報價高、未申報或申報量不足、參與備用市場未被調用等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。參與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算的電量，不重復獲得綠證收益。新能源項目原購售電合同價格條款對照本政策執(zhí)行。

四、保障措施

省發(fā)改委加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，持續(xù)優(yōu)化政策，不斷增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。省能源局完善現(xiàn)貨市場、中長期交易規(guī)則及綠色電力交易政策，做好與國家政策要求的銜接。國網湖北省電力有限公司加快完善國網新能源云、網上國網等平臺，進一步規(guī)范電力市場信息披露，做好合同簽訂、競價實施、電費結算等工作，對可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集。

本方案自2025年10月1日起實施，現(xiàn)行政策與本方案不一致的，以本方案為準。如遇市場形勢發(fā)生重大變化，按照國家和省有關規(guī)定調整。