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(nèi)上網(wǎng)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(nèi)上網(wǎng)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(chǎn)滿20年對應(yīng)月份，投產(chǎn)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(fēng)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(chǎn)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(zé)任權(quán)重完成情況、用戶承受能力等因素，動態(tài)調(diào)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(wǎng)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(fēng)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(shè)定競價下限。
競價時按照報價從低到高排序，當(dāng)申報機制電量累計規(guī)模與當(dāng)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)的項目，以項目申報的投產(chǎn)時間為執(zhí)行起始時間；如實際投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間，實際投產(chǎn)前的機制電量不予補結(jié)；若實際投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間超過6個月，當(dāng)次入選結(jié)果作廢，并取消項目投資方三年內(nèi)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(wǎng)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(diào)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(chǎn)時間：集中式新能源投產(chǎn)容量以項目核準(zhǔn)／備案容量為準(zhǔn)，投產(chǎn)時間以電力業(yè)務(wù)許可證中核準(zhǔn)／備案發(fā)電機組最晚投產(chǎn)時間為準(zhǔn)；分布式新能源投產(chǎn)容量及時間以電網(wǎng)企業(yè)營銷2.0系統(tǒng)中項目的“并網(wǎng)容量”和“并網(wǎng)日期”為準(zhǔn)。
方案顯示，完善輔助服務(wù)市場價格機制。科學(xué)確定輔助服務(wù)市場需求，合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種，明確輔助服務(wù)計價等市場規(guī)則。規(guī)范輔助服務(wù)費用傳導(dǎo)分擔(dān)方式，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行期間，符合要求的調(diào)頻、備用輔助服務(wù)費用（不含提供輔助服務(wù)過程中產(chǎn)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?jǐn)偅Ｓ嗖糠钟晌磪⑴c電能量市場交易的上網(wǎng)電量分擔(dān)。
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(zhǔn)。如遇市場形勢發(fā)生重大變化，按照國家和省有關(guān)規(guī)定調(diào)整。
原文如下：
省發(fā)改委 省能源局關(guān)于印發(fā)湖北省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)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(nóng)架林區(qū)發(fā)改委（能源局），國網(wǎng)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(jīng)營主體：
根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)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(wǎng)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(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》，現(xiàn)予以印發(fā)。請電網(wǎng)企業(yè)及電力交易機構(gòu)認(rèn)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(yīng)各方關(guān)切，有關(guān)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(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案
根據(jù)黨的二十屆三中全會關(guān)于推進能源領(lǐng)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(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)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(wǎng)電價市場化改革，促進新能源高質(zhì)量發(fā)展，制定如下實施方案。
一、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成
（一）新能源上網(wǎng)電量全面參與市場交易。省內(nèi)所有風(fēng)電、太陽能發(fā)電項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)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(quán)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(quán)平均價格。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制執(zhí)行跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策。
（二）優(yōu)化現(xiàn)貨市場交易和價格機制。新能源上網(wǎng)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(diào)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(shè)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(yīng)調(diào)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(dǎo)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(nèi)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(yīng)當(dāng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格。
二、建立健全支持新能源高質(zhì)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(jié)算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)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(chǎn)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(chǎn)容量以項目核準(zhǔn)／備案容量為準(zhǔn)，投產(chǎn)時間以電力業(yè)務(wù)許可證中核準(zhǔn)／備案發(fā)電機組最晚投產(chǎn)時間為準(zhǔn)；分布式新能源投產(chǎn)容量及時間以電網(wǎng)企業(yè)營銷2.0系統(tǒng)中項目的“并網(wǎng)容量”和“并網(wǎng)日期”為準(zhǔn)。在執(zhí)行期限內(nèi)，國網(wǎng)湖北省電力有限公司按月對機制電量開展差價結(jié)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(jié)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(quán)平均價格確定。差價結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?/div>
（六）做好存量項目機制執(zhí)行。存量項目由國網(wǎng)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(wǎng)新能源云平臺、網(wǎng)上國網(wǎng)公布。機制電量：集中式新能源，機制電量占該項目省內(nèi)上網(wǎng)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(nèi)上網(wǎng)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(chǎn)滿20年對應(yīng)月份，投產(chǎn)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(fēng)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(chǎn)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(zé)任權(quán)重完成情況、用戶承受能力等因素，動態(tài)調(diào)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(wǎng)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(fēng)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(shè)定競價下限。
（八）強化增量項目競價管理。每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、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(zhǔn)）。集中式項目、10千伏及以上的分布式項目應(yīng)具備自動發(fā)電控制功能（AGC），10千伏以下分布式項目應(yīng)滿足“可觀、可測、可調(diào)、可控”技術(shù)要求。鼓勵已投產(chǎn)分布式項目以聚合形式參與競價，參與聚合的項目投產(chǎn)時間間隔最長不超過1年。競價項目應(yīng)按照相關(guān)規(guī)定提交履約保函，競價申報的機制電量應(yīng)適當(dāng)?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(dāng)申報機制電量累計規(guī)模與當(dāng)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)的項目，以項目申報的投產(chǎn)時間為執(zhí)行起始時間；如實際投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間，實際投產(chǎn)前的機制電量不予補結(jié)；若實際投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間超過6個月，當(dāng)次入選結(jié)果作廢，并取消項目投資方三年內(nèi)所有增量項目競價資格。
（十）按月開展機制電量結(jié)算。存量項目月度機制電量根據(jù)月度省內(nèi)實際上網(wǎng)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(nèi)實際上網(wǎng)電量和項目入選機制電量占其協(xié)議年度上網(wǎng)電量的比例確定。增量項目當(dāng)年月度結(jié)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(nèi)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(diào)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(diào)、可控”認(rèn)定的，當(dāng)月結(jié)算機制電量比例在現(xiàn)行基礎(chǔ)上扣減10個百分點。
三、完善相關(guān)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(jié)算機制實施后，中長期交易和現(xiàn)貨交易繼續(xù)按照相應(yīng)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(jié)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(xué)組織開展新能源中長期交易。
（十二）完善輔助服務(wù)市場價格機制。科學(xué)確定輔助服務(wù)市場需求，合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種，明確輔助服務(wù)計價等市場規(guī)則。規(guī)范輔助服務(wù)費用傳導(dǎo)分擔(dān)方式，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行期間，符合要求的調(diào)頻、備用輔助服務(wù)費用（不含提供輔助服務(wù)過程中產(chǎn)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?jǐn)偅Ｓ嗖糠钟晌磪⑴c電能量市場交易的上網(wǎng)電量分擔(dān)。
（十三）完善相關(guān)配套機制。優(yōu)化代理購電電量采購機制。適時調(diào)整煤電容量電價標(biāo)準(zhǔn)，研究完善發(fā)電側(cè)容量補償機制。新能源參與省間現(xiàn)貨、省內(nèi)現(xiàn)貨或輔助服務(wù)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(diào)用等因素未上網(wǎng)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(jié)算機制差價結(jié)算的電量，不重復(fù)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(yīng)社會關(guān)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(dǎo)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(wǎng)湖北省電力有限公司加快完善國網(wǎng)新能源云、網(wǎng)上國網(wǎng)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(jié)算等工作，對可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制執(zhí)行結(jié)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(zhǔn)。如遇市場形勢發(fā)生重大變化，按照國家和省有關(guān)規(guī)定調(diào)整。
