近日，湖北省发改委 省能源局关于印发湖北省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案的通知。

存量项目

机制电量：集中式新能源，机制电量占该项目省内上网电量比例上限为12.5％。分布式新能源，机制电量占该项目省内上网电量比例上限为80％。光伏扶贫项目机制电量比例上限为100％。各项目每年可按照不高于规定比例上限，自主确定执行比例（不得高于上一年）。

机制电价：统一为0.4161元／千瓦时。执行期限：执行起始月份为2025年10月，原则上执行至投产满20年对应月份，投产未满20年即已达到规定的全生命周期合理利用小时数的（风电36000小时、光伏22000小时），不再纳入机制范围。

增量项目

机制电价执行期限：暂定为12年。分布式项目投产后，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。

原文如下：

省发改委 省能源局关于印发湖北省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案的通知

各市、州、直管市、神农架林区发改委（能源局），国网湖北省电力有限公司，湖北电力交易中心有限公司，各新能源发电经营主体：

根据《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）要求，为扎实做好我省新能源上网电价市场化改革实施工作，省发改委、省能源局研究制定了《湖北省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》，现予以印发。请电网企业及电力交易机构认真组织落实。各市州发改委（能源局）要积极配合开展政策宣传解读，及时回应各方关切，有关重要事项及时报告省发改委、省能源局。

湖北省发展和改革委员会　　湖北省能源局    

2025年8月19日    

湖北省深化新能源上网电价市场化改革

促进新能源高质量发展实施方案

根据党的二十届三中全会关于推进能源领域价格改革的决策部署，按照《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）要求，为抓好我省新能源上网电价市场化改革，促进新能源高质量发展，制定如下实施方案。

一、推动新能源上网电价全面由市场形成

（一）新能源上网电量全面参与市场交易。省内所有风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。集中式新能源原则上报量报价参与市场交易，符合条件的分布式新能源可单体或聚合后同步参与中长期和现货市场。未报量报价参与市场的新能源，接受现货市场同类项目的月度分时点实时加权平均价格，2025年12月31日前，分布式新能源接受现货市场同类项目月度全时点实时加权平均价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制执行跨省跨区送电相关政策。

（二）优化现货市场交易和价格机制。新能源上网电量全部参与实时市场。综合考虑电力供需形势、市场运行情况，按照逐步放宽原则，适时调整现货市场申报价格上下限，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益确定，申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平等因素确定。

（三）完善中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，初期可设置新能源中长期签约比例要求，后期适时放宽。考虑新能源签约比例变化，相应调整用户中长期签约比例要求。探索通过现货市场价格引导形成中长期市场峰谷分时信号。鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议。

（四）规范绿电绿证交易和价格机制。省内绿电交易不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。绿电交易申报和成交价格应当分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。

二、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

（五）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制。区分存量、增量项目，分别明确机制电量、机制电价和执行期限。2025年6月1日（不含）之前投产的新能源项目为存量项目，其他均为增量项目。集中式新能源投产容量以项目核准／备案容量为准，投产时间以电力业务许可证中核准／备案发电机组最晚投产时间为准；分布式新能源投产容量及时间以电网企业营销2.0系统中项目的“并网容量”和“并网日期”为准。在执行期限内，国网湖北省电力有限公司按月对机制电量开展差价结算（差价指市场交易均价低于或高于机制电价的部分）。现货市场连续运行时，用于差价结算的市场交易均价按照现货实时市场月度同类项目全时点加权平均价格确定。差价结算费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。

（六）做好存量项目机制执行。存量项目由国网湖北省电力有限公司按照规则确定，报省发改委备案，定期在国网新能源云平台、网上国网公布。机制电量：集中式新能源，机制电量占该项目省内上网电量比例上限为12.5％。分布式新能源，机制电量占该项目省内上网电量比例上限为80％。光伏扶贫项目机制电量比例上限为100％。各项目每年可按照不高于规定比例上限，自主确定执行比例（不得高于上一年）。机制电价：统一为0.4161元／千瓦时。执行期限：执行起始月份为2025年10月，原则上执行至投产满20年对应月份，投产未满20年即已达到规定的全生命周期合理利用小时数的（风电36000小时、光伏22000小时），不再纳入机制范围。

（七）实行增量项目竞价机制。对2025年6月1日起投产的增量项目，每年根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素，动态调整全省增量新能源项目整体纳入机制电量的总规模。单个增量项目通过竞价方式确定是否进入机制执行范围。竞价工作由省发改委牵头，省能源局、华中能源监管局参与组织，国网湖北省电力有限公司具体实施，原则上每年底前组织一次。初期分为风电、光伏两类竞价。综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户电价承受能力等因素确定竞价上限；考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

（八）强化增量项目竞价管理。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新能源项目自愿参与竞价（具体以竞价公告规定为准）。集中式项目、10千伏及以上的分布式项目应具备自动发电控制功能（AGC），10千伏以下分布式项目应满足“可观、可测、可调、可控”技术要求。鼓励已投产分布式项目以聚合形式参与竞价，参与聚合的项目投产时间间隔最长不超过1年。竞价项目应按照相关规定提交履约保函，竞价申报的机制电量应适当低于其全部发电量。申报的机制电价不得超出竞价上下限范围。竞价时按照报价从低到高排序，当申报机制电量累计规模与当次竞价机制电量总规模持平时，参与累加平衡的项目全部入选，平衡点有多个同价项目的，按照同比例原则确定入选机制电量，该批次机制电价按照入选项目中最高报价确定。参与竞价但未入选的项目可参与下次竞价，可申报竞价的电量规模逐次递减。

（九）明确增量项目执行期限。入选的增量项目机制电价执行期限暂定为12年。分布式项目投产后，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。入选时已投产的项目，原则上以入选时间为执行起始时间。入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间为执行起始时间；如实际投产时间晚于申报投产时间，实际投产前的机制电量不予补结；若实际投产时间晚于申报投产时间超过6个月，当次入选结果作废，并取消项目投资方三年内所有增量项目竞价资格。

（十）按月开展机制电量结算。存量项目月度机制电量根据月度省内实际上网电量和项目自主选择的机制电量比例确定；增量项目月度机制电量根据月度省内实际上网电量和项目入选机制电量占其协议年度上网电量的比例确定。增量项目当年月度结算机制电量累计不得超过年度机制电量规模，若未达到则年底清零。已纳入机制的项目，执行期限内可自愿申请退出，退出后不再纳入机制执行范围。10千伏及以上的分布式新能源项目未完成AGC调度闭环控制的，以及10千伏以下的分布式新能源项目未通过用电信息采集系统“可观、可测、可调、可控”认定的，当月结算机制电量比例在现行基础上扣减10个百分点。

三、完善相关配套政策体系

（十一）加强与电力市场交易机制衔接。新能源可持续发展价格结算机制实施后，中长期交易和现货交易继续按照相应市场规则执行。纳入机制的电量不再开展其他形式的差价结算。在充分考虑机制电量比例、电力市场供需等因素情况下，科学组织开展新能源中长期交易。

（十二）完善辅助服务市场价格机制。科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，明确辅助服务计价等市场规则。规范辅助服务费用传导分担方式，电力现货市场连续运行期间，符合要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），暂按60％计入系统运行费并由工商业用户分摊，剩余部分由未参与电能量市场交易的上网电量分担。

（十三）完善相关配套机制。优化代理购电电量采购机制。适时调整煤电容量电价标准，研究完善发电侧容量补偿机制。新能源参与省间现货、省内现货或辅助服务市场时，因自身报价高、未申报或申报量不足、参与备用市场未被调用等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。参与新能源可持续发展价格结算机制差价结算的电量，不重复获得绿证收益。新能源项目原购售电合同价格条款对照本政策执行。

四、保障措施

省发改委加强政策宣传解读，及时回应社会关切，密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，持续优化政策，不断增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。省能源局完善现货市场、中长期交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。国网湖北省电力有限公司加快完善国网新能源云、网上国网等平台，进一步规范电力市场信息披露，做好合同签订、竞价实施、电费结算等工作，对可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。

本方案自2025年10月1日起实施，现行政策与本方案不一致的，以本方案为准。如遇市场形势发生重大变化，按照国家和省有关规定调整。

关联解读：文字解读：《湖北省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》政策解读

一、背景依据

党的二十届三中全会作出了深化能源领域价格改革的决策部署。今年初，国家发改委、国家能源局联合印发《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），在全国范围内推动新能源上网电价市场化改革工作，要求各省市因地制宜制定出台本地实施方案，推动改革落地。截至2025年6月底，湖北风、光新能源装机规模达到5321万千瓦，占总装机比重已超过40％，随着组件成本大幅下降，风电、光伏平均度电成本已全面低于火电，具备较强的市场竞争力。省内电力现货市场上半年已转正式运行，形成了较为完备的市场价格形成机制，相应市场规则正逐步完善，为新能源全面参与市场奠定了坚实基础，我省改革条件已较为成熟。

二、目标任务

认真落实国家改革文件精神，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，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。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，推动行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

三、主要内容

（一）推动新能源上网电价全面由市场形成。按照国家统一部署，省内所有风电和太阳能发电项目的上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场形成。其中，新能源全部电量必须参与现货实时市场，原则上通过向市场申报发电量和发电价（报量报价）方式参与市场交易，确实不具备报量报价技术能力的小型项目，可通过接受市场价格的方式参与交易。同时，新能源项目可按照相关规定，在一定电量比例范围内参与中长期市场交易，通过签订中长期合约，规避现货市场短期价格波动风险，稳定项目整体收益。

（二）建立新能源可持续发展价格结算机制。对纳入机制的电量（机制电量），按照设定的结算价格（机制电价）实行“多退少补”结算。即：当现货市场交易平均价格低于机制电价时，按照机制电价与现货市场交易平均价格的价差，以机制电量为基数对新能源项目给予补充结算；当现货市场交易平均价格高于机制电价时，扣除现货市场交易平均价格与机制电价价差所对应机制电量规模的差价电费，“多退少补”产生的价差电费作为系统运行费由全体工商业用户分摊或分享。按照国家规定，新能源可持续发展价格结算机制区分存量和增量项目分类施策，2025年6月1日前投产的为存量项目，之后投产的为增量项目，具体依据电力业务许可证中的投产时间认定。

（三）做好存量项目机制执行。所有存量项目全部纳入可持续发展价格结算机制执行范围。存量项目机制电价与现行政策妥善衔接，按照燃煤发电基准价设计，兑现历史政策给予的项目收益承诺，我省为0.4161元／千瓦时。根据存量项目不同类别，结合市场建设发展实际情况，分类确定存量项目机制电量规模。存量项目可持续发展价格结算机制执行起始月份为2025年10月，执行期限不超过“投产满20年”或“全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）”中最短的时限。

（四）强化增量项目竞价管理。增量项目采取竞价方式确定是否纳入可持续发展价格结算机制执行范围。增量项目机制电价通过市场化竞争方式，在规定的上下限范围内竞价形成。增量项目总体机制电量规模与存量项目总体机制电量规模保持衔接，逐年适当调整，单个项目的机制电量规模通过报价竞争方式形成。增量项目可持续发展价格结算机制的执行起始时间原则上为入选时间，入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间为执行起始时间，执行期限定为12年。增量项目竞价原则上每年底前组织一次。参与竞价主体为截至下一年底前全容量投产的、未纳入过机制执行范围的相关项目，鼓励分布式项目以聚合方式参与竞价。

（五）完善配套政策体系。新能源可持续发展价格结算机制实施后，中长期交易和现货交易继续按照相应市场规则执行。纳入机制的电量不再开展其他形式的差价结算。在充分考虑机制电量比例、电力市场供需等因素情况下，科学组织开展新能源中长期交易。结合辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，明确市场规则。规范辅助服务费用传导分担方式。优化代理购电电量采购机制。适时调整煤电容量电价标准，研究完善发电侧容量补偿机制。参与可持续发展价格结算机制差价结算的电量，不重复获得绿证收益。

（六）落实保障措施。加强政策宣传解读，及时回应社会关切，密切跟踪有关情况，持续优化政策，不断增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。完善现货市场、中长期交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。加快完善相关平台，进一步规范电力市场信息披露，组织做好合同签订、竞价实施、电费结算等工作。

四、解决的问题

新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加，价格明显降低，晚高峰电价较高时段光伏又几乎没有出力，导致实际收入可能大幅波动。推动新能源全面参与市场，建立并落实新能源可持续发展价格结算机制，有助于新能源经营主体获得合理的收益预期，促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标实现。