10月20日，湖南省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關(guān)于印發(fā)《湖南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》（以下簡稱《方案》）的通知。

《方案》明確新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。

存量項目

（1）光伏扶貧項目扶貧容量對應(yīng)的上網(wǎng)電量100%納入機制電量；分布式光伏項目、接入電壓等級35千伏的新能源項目上網(wǎng)電量的80%納入機制電量（不含光伏扶貧容量對應(yīng)上網(wǎng)電量）。機制電價為0.45元/千瓦時。執(zhí)行期限按照項目達到全生命周期合理利用小時數(shù)（風(fēng)電36000小時、光伏22000小時）與項目投產(chǎn)滿20年較早者確定，到期后不再執(zhí)行機制電價。

（2）接入電壓等級110千伏及以上的風(fēng)電和集中式光伏項目：2021年1月1日-2025年5月31日平價上網(wǎng)的，實行過渡措施，上網(wǎng)電量的60%納入機制電量，機制電價為：風(fēng)電項目0.37元/千瓦時、集中式光伏項目0.38元/千瓦時，執(zhí)行期限為5年；2021年前并網(wǎng)的，繼續(xù)按現(xiàn)行相關(guān)政策執(zhí)行。

增量項目

（1）電量規(guī)模。每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責(zé)任權(quán)重的，次年納入機制的電量規(guī)模適當(dāng)減少；未完成的，次年納入機制的電量規(guī)模適當(dāng)增加。2025年新增納入機制的風(fēng)電、光伏電量規(guī)模，分別按照當(dāng)年風(fēng)電、光伏預(yù)計新增上網(wǎng)電量的30%確定。為引導(dǎo)新能源企業(yè)充分競爭，降低全社會用能成本，設(shè)置申報充足率下限和單個項目申請納入機制的電量上限，2025年分別為125%、80%。2026年及以后上述參數(shù)在年度競價通知中明確。2025年度競價工作分兩個批次組織，2026年起競價工作原則上每年10月開展一次競價。

（2）機制電價。由已投產(chǎn)和競價周期內(nèi)將投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成。分布式光伏項目可自主或委托分布式聚合商參與競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；初期考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定競價下限。2025年競價上限為0.38元/千瓦時，下限為0.26元/千瓦時。2026年及以后競價上限和下限在年度競價通知中明確。

（3）執(zhí)行期限。按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，2025年競價的機制電量執(zhí)行期限為10年。2026年及以后競價的機制電量執(zhí)行期限在年度競價通知中明確。入選機制時已投產(chǎn)的項目，機制自競價周期的首月1日起執(zhí)行；入選機制時未投產(chǎn)項目，機制自項目申報的投產(chǎn)日期的次月1日起執(zhí)行。若入選項目未按期投產(chǎn)，實際投產(chǎn)前的機制電量自動失效，執(zhí)行期限不順延。

詳情如下：

湖南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案

為落實國家發(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，平穩(wěn)有序推進新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作，結(jié)合湖南實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

全省新能源項目（集中式風(fēng)電、分散式風(fēng)電、集中式光伏、分布式光伏，下同）上網(wǎng)電量全部進入電力市場，通過市場交易形成上網(wǎng)電價。

新能源項目可報量報價參與市場交易，也可接受市場形成的價格。其中，分布式光伏項目可選擇直接參與或聚合參與市場交易，未作選擇的，默認(rèn)作為價格接受者參與市場交易。

參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。

二、建立支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制

（一）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)算的機制，明確納入機制的新能源項目的電量規(guī)模、機制電價、執(zhí)行期限等。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用。

（二）明確新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限

1.2025年6月1日以前全容量投產(chǎn)的新能源存量項目

（1）光伏扶貧項目扶貧容量對應(yīng)的上網(wǎng)電量100%納入機制電量；分布式光伏項目、接入電壓等級35千伏的新能源項目上網(wǎng)電量的80%納入機制電量（不含光伏扶貧容量對應(yīng)上網(wǎng)電量）。機制電價為0.45元/千瓦時。執(zhí)行期限按照項目達到全生命周期合理利用小時數(shù)（風(fēng)電36000小時、光伏22000小時）與項目投產(chǎn)滿20年較早者確定，到期后不再執(zhí)行機制電價。

（2）接入電壓等級110千伏及以上的風(fēng)電和集中式光伏項目：2021年1月1日-2025年5月31日平價上網(wǎng)的，實行過渡措施，上網(wǎng)電量的60%納入機制電量，機制電價為：風(fēng)電項目0.37元/千瓦時、集中式光伏項目0.38元/千瓦時，執(zhí)行期限為5年；2021年前并網(wǎng)的，繼續(xù)按現(xiàn)行相關(guān)政策執(zhí)行。

2.2025年6月1日起全容量投產(chǎn)的新能源增量項目

（1）電量規(guī)模。每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責(zé)任權(quán)重的，次年納入機制的電量規(guī)模適當(dāng)減少；未完成的，次年納入機制的電量規(guī)模適當(dāng)增加。2025年新增納入機制的風(fēng)電、光伏電量規(guī)模，分別按照當(dāng)年風(fēng)電、光伏預(yù)計新增上網(wǎng)電量的30%確定。為引導(dǎo)新能源企業(yè)充分競爭，降低全社會用能成本，設(shè)置申報充足率下限和單個項目申請納入機制的電量上限，2025年分別為125%、80%。2026年及以后上述參數(shù)在年度競價通知中明確。2025年度競價工作分兩個批次組織，2026年起競價工作原則上每年10月開展一次競價。

（2）機制電價。由已投產(chǎn)和競價周期內(nèi)將投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成。分布式光伏項目可自主或委托分布式聚合商參與競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；初期考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定競價下限。2025年競價上限為0.38元/千瓦時，下限為0.26元/千瓦時。2026 年及以后競價上限和下限在年度競價通知中明確。

（3）執(zhí)行期限。按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，2025年競價的機制電量執(zhí)行期限為10年。2026年及以后競價的機制電量執(zhí)行期限在年度競價通知中明確。入選機制時已投產(chǎn)的項目，機制自競價周期的首月1日起執(zhí)行；入選機制時未投產(chǎn)項目，機制自項目申報的投產(chǎn)日期的次月1日起執(zhí)行。若入選項目未按期投產(chǎn)，實際投產(chǎn)前的機制電量自動失效，執(zhí)行期限不順延。

3.新能源項目全容量和投產(chǎn)日期認(rèn)定方式

集中式風(fēng)電、集中式光伏投產(chǎn)容量以省能源局認(rèn)定容量為準(zhǔn)，投產(chǎn)日期以電力業(yè)務(wù)許可證明確的“機組投產(chǎn)日期”為準(zhǔn)，單個項目分多次辦理電力業(yè)務(wù)許可證的，以最晚日期為準(zhǔn)；分散式風(fēng)電、分布式光伏投產(chǎn)容量和投產(chǎn)日期原則上以國網(wǎng)湖南省電力有限公司營銷2.0系統(tǒng)中項目的“并網(wǎng)容量”和“并網(wǎng)時間”為準(zhǔn)。

4.年度納入機制的電量比例調(diào)整

單個新能源項目在確定的機制電量規(guī)模范圍內(nèi)每年11月底以前可自主申報下一年度納入機制的電量比例，但不得高于上一年。未參與申報的，默認(rèn)按上一年度比例執(zhí)行。分布式光伏存量項目未與電網(wǎng)企業(yè)簽訂差價結(jié)算協(xié)議的，默認(rèn)按政策規(guī)定的機制電量比例上限執(zhí)行。

5.新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的退出規(guī)則

已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

（三）明確新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的結(jié)算方式

1.對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，現(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。差價結(jié)算費用為機制電價與市場交易均價的差額費用，該費用納入系統(tǒng)運行費用。系統(tǒng)運行費用增加“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目，由全體用戶分?jǐn)偦蚍窒怼Ｊ袌鼋灰拙鶅r由交易中心按月提供。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行前，市場交易均價按照發(fā)電側(cè)月度中長期交易同類項目（風(fēng)電、光伏）加權(quán)平均價格確定；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行后，市場交易均價按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目（風(fēng)電、光伏）加權(quán)平均價格確定。

2.電網(wǎng)企業(yè)按機制電量占上網(wǎng)電量的比例，每年將納入機制的電量分解至月度，按月做好機制電量差價電費結(jié)算、清算工作。新能源項目若當(dāng)年已結(jié)算機制電量達到年度機制電量規(guī)模，則當(dāng)月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規(guī)模，缺額機制電量不進行跨年滾動。

三、健全適應(yīng)新能源高質(zhì)量發(fā)展的市場交易機制

（一）完善中長期市場交易和價格機制

適度放寬用戶側(cè)中長期簽約比例要求，允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容。機制電量計入用戶側(cè)中長期簽約比例，相應(yīng)調(diào)減用戶側(cè)簽約其他電量的比例要求；新能源中長期交易申報電量上限根據(jù)額定容量扣減機制電量對應(yīng)容量后的上網(wǎng)能力確定。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與用戶簽訂多年期購電協(xié)議。

（二）完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制

按照國家要求及時完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，新能源上網(wǎng)電量全部參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。綜合考慮電力供需、市場運行情況，適時調(diào)整現(xiàn)貨市場申報價格上下限，申報價格上限考慮我省工商業(yè)尖峰電價水平等因素確定，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等因素確定。

（三）完善綠電綠證交易和價格機制

綠電交易申報和成交價格應(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格，不單獨開展集中競價、滾動撮合交易。納入機制的電量受機制電價保障，相應(yīng)電量不再參與綠電交易，不重復(fù)獲得綠證收益。綠電交易電量的綠證收益按當(dāng)月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。

（四）完善輔助服務(wù)市場交易和價格機制

優(yōu)化輔助服務(wù)價格機制，合理確定輔助服務(wù)價格上限。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，符合《國家發(fā)展改革委關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）規(guī)定的調(diào)頻、備用輔助服務(wù)費用，原則上由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分擔(dān)，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分?jǐn)偂］o助服務(wù)價格上限、分?jǐn)偡绞郊胺謸?dān)比例等另行明確。

四、保障措施

（一）加強組織落實。省發(fā)展改革委加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，做好政策宣傳解讀，及時回應(yīng)社會關(guān)切，優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導(dǎo)作用。省能源局積極推動新能源項目逐步適應(yīng)市場競爭，做好新能源項目和容量認(rèn)定等工作。湖南能源監(jiān)管辦會同有關(guān)部門加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。國網(wǎng)湖南省電力有限公司做好合同簽訂、競價實施、電費結(jié)算等工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制執(zhí)行結(jié)果單獨歸集。

（二）強化政策協(xié)同。強化改革與代理購電協(xié)同，電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協(xié)同，新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，堅決糾正不當(dāng)干預(yù)電力市場行為，不得向新能源不合理分?jǐn)傎M用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標(biāo)準(zhǔn)按照原有規(guī)定執(zhí)行。

（三）做好跟蹤評估。各地要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，認(rèn)真評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，及時總結(jié)改革成效。按照國家改革部署適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制進行評估優(yōu)化，條件成熟時擇機退出。

本方案自2026年1月1日起實施，現(xiàn)行相關(guān)政策與本方案不一致的，以本方案為準(zhǔn)。期間如遇國家政策調(diào)整，按國家規(guī)定執(zhí)行。