湖北省新能源上网电价市场化改革问答

经省发改委同意，围绕新能源电价市场化改革，我们组织专家团队对大家关心的问题进行梳理和答疑，帮助大家精准理解政策，避免误判，营造改革良好氛围，促进湖北新能源行业从“量的积累”到“质的跃升”，助力能源转型与高质量发展。

Q1:

为什么要推动新能源上网电价市场化改革？

A:

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。截至目前，已有上海、山东、甘肃、内蒙古、新疆、云南等省市出台了实施方案。

Q2:

湖北省新能源上网电价市场化改革条件是否成熟？

A:

截至2025年6月底，湖北省风、光新能源装机规模达到5321万千瓦，占总装机比重超过40%，是全省第一大装机电源。新能源上网电价市场化改革条件已比较成熟，主要体现在三个方面：

一是新能源成本大幅下降，风电、光伏单位千瓦造价较10年前下降了60%-80%，平均度电成本已全面低于火电，具备较强的市场竞争力。

二是湖北省电力现货市场今年6月6日作为华中第1个、全国第6个转正式运行，形成了较为完备的市场价格形成机制。

三是湖北省集中式新能源2023年已逐步进入市场，相应的市场规则逐步完善，为新能源全面参与市场奠定了坚实基础。

Q3:

本次改革涉及的新能源项目范围有哪些？

A:

湖北省所有的风电、太阳能发电项目。

Q4:

本次改革的主要内容是什么？

A:

主要有三个方面：

一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源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，不能报量报价参与市场的，作为价格接受者、接受市场均价。

二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，稳定存量项目收入水平和增量项目投资预期。

三是完善支持新能源入市相关配套政策体系。健全辅助服务市场价格机制和成本传导规则，优化代理购电电量采购机制，研究发电侧容量补偿机制，完善新能源利用率统计与考核方式等。

Q5:

电力市场分为哪几种类型？

A:

电力市场是以平衡电力供需为核心，发现价值信号、优化电力资源配置的市场，主要包括中长期市场、现货市场和辅助服务市场等。

中长期市场是电力市场的“稳定器”，以年、月、周、多日为交易周期，通过长期合同锁定电量与价格，规避短期价格波动风险，为电力系统提供基础电量平稳保障。

现货市场是电力供需的“风向标”，以一刻钟（15分钟）为交易周期（也称“实时市场”），通过一天内不同时点的价格信号动态匹配实时供需，解决电力“即发即用”平衡难题。

辅助服务市场是电力系统的“调节器”，从秒级到分钟级组织交易，调节发用电波动带来的系统频率变化，实现秒级的系统平衡。

Q6:

为什么要建立可持续发展价格结算机制？

A:

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。

为解决此问题，国家在推动新能源全面参与市场的同时，创新建立了新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量（简称机制电量），按照设定的结算价格（简称机制电价）“多退少补”，确保新能源经营主体拥有合理的收益预期，促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标实现。

Q7:

可持续发展价格结算机制与现货交易、中长期交易之间是什么关系？

A:

可持续发展价格结算机制是一种独立于现货市场的结算机制，实际运行时按比例从现货市场中拿出一部分电量，补齐机制电价与现货市场均价的价差。总体而言，可持续发展价格结算机制与中长期市场是并列关系。

相似点在于，两者都是长期合约形成的价格，一般都高于现货市场价格，合约内的电量均按照合约电价补齐与现货市场价差，形成对新能源电价的双重保障。

不同点在于，中长期合同由特定用电企业与新能源项目签订，不同时期合约价格会有所波动，而机制电价合同由政府授权电网公司与新能源项目签订，价格水平长期固定。

Q8:

改革如何区分存量项目和增量项目？

A:

新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着新能源技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革必须平衡新老项目关系。

国家明确提出，以投产时间2025年6月1日为划断节点，区分存量和增量项目。

Q9:

存量项目机制电价如何设定？

A:

湖北省存量项目机制电价按照国家规定的上限标准即湖北省燃煤基准价 0.4161元/千瓦时 设定。

Q10:

存量项目机制电量规模如何设计？

A:

对集中式项目，光伏、风电每月60小时上网电量已经进入中长期市场，中长期电量占全年上网电量比重平均60%左右，价格已经有较大保障，按照12.5%比例上限设计机制电量，加上场站技术达标奖励8-15%，综合价格保障比例为80%左右。

对分布式项目，机制电量比例上限统一设定为80%，保障比例与集中式项目接近。

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）。

Q11:

存量集中式新能源项目如何执行可持续发展价格结算机制？

A:

在电费结算环节，对该项目的机制电量，当现货市场交易平均价格低于机制电价时给予差价补偿，当现货市场交易平均价格高于机制电价时进行差价扣除，“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。

结算仅对机制电价与所有同类型新能源项目现货均价的价差进行补偿，即同类项目补偿标准是相同的，该项目在现货市场的实际价格与同类项目现货均价差异由项目自身承担。

案例1：

湖北省存量集中式光伏项目A，月度上网电量100万千瓦时，全部电量都进入了现货市场，现货市场价格为0.22元/千瓦时，当月省内光伏发电现货市场交易均价为0.21元/千瓦时。对存量集中式项目，湖北省机制电价为0.4161元/千瓦时，政策规定机制电量占上网电量比例为12.5%，即机制电量规模为12.5万千瓦时。项目A还参与了中长期市场，签订中长期合约价格为0.4元/千瓦时，合约电量为上网电量的70%，即70万千瓦时。项目A电费结算情况如下：

①现货市场电费计算：100*0.22=22万元

②机制电量差价补偿电费计算：

补偿标准为0.4161-0.21=0.2061元/千瓦时。

差价补偿金额为0.2061*12.5≈2.6万元。

③中长期电量差价补偿电费计算：

补偿标准为0.4-0.22=0.18元/千瓦时。

差价补偿金额为0.18*70=12.6万元。

④总结算电费为22+2.6+12.6=37.2万元，平均结算价格为0.372元/千瓦时。

Q12:

存量分布式新能源项目如何执行可持续发展价格结算机制？

A:

在电费结算环节，对分布式项目机制电量同样执行“多退少补”原则，因其暂未参与中长期市场，与集中式项目主要区别在于机制电量比例设定为80%。

案例2：

湖北某存量分布式光伏项目B，月度上网电量10万千瓦时，全部电量都进入现货市场，现货市场价格为0.22元/千瓦时，当月省内光伏发电现货市场交易均价为0.21元/千瓦时。对于存量分布式光伏，湖北省机制电价同样为0.4161元/千瓦时，机制电量占上网电量比例为80%，即机制电量规模为8万千瓦时。项目B电费结算情况如下：

①现货市场电费计算：10*0.22=2.2万元

②机制电量差价补偿电费计算：

补偿标准为0.4161-0.21=0.2061元/千瓦时。

差价补偿金额为0.2061*8≈1.6万元。

③总结算电费为2.2+1.6=3.8万元，平均结算价格为0.38元/千瓦时。

Q13:

增量项目机制电价如何设计？

A:

对2025年6月1日以后投产的增量新能源项目，国家要求机制电价不再固定，在设定的竞价上下限范围内，通过市场竞价形成。

其中，竞价上限考虑“平均成本、较高收益”原则，结合合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等综合因素确定；竞价下限考虑“先进成本、价格兜底”原则，结合先进电站造价水平折算度电成本、鼓励新能源有序发展政策导向等因素确定。

省发改委、省能源局将统筹考虑，科学设计竞价上下限，确保稳定省内增量新能源项目投资预期。

Q14:

增量项目机制电量规模如何设计？

A:

增量项目机制电量规模包括两个方面：总体规模和具体项目规模。机制电量总体规模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，动态调整确定。具体项目的机制电量规模，通过报量报价竞争产生，项目竞价申报电量应适当低于其全部发电量（湖北省增量集中式项目上限不高于80%、分布式项目不高于60%），根据竞价结果确定其所申报电量纳入机制电量的规模。

省发改委、省能源局将通盘考虑，合理设计增量项目机制电量规模，具体以后续发布的竞价公告为准。

Q15:

增量项目和存量项目机制电价执行期限如何确定？

A:

执行期限按照同类项目回收初始投资平均期限确定，对存量项目，执行起始月份为2025年10月；对增量项目，入选时已投产的项目，原则上以入选时间为执行起始时间，聚合分布式项目统一以聚合项目中最晚投产时间作为执行起始时间。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。

存量项目到期时间按“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）”两个时限确定，达到其中一个后即不再执行；增量项目到期时间根据国家相关规定，确定为12年。

Q16:

增量项目机制电价竞价怎样组织？

A:

湖北省首次竞价预计于2025年10月开展，竞价主体为2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的集中式新能源项目、竞价前已投产的分布式新能源项目。2026年起，将于每年10月底前组织一次竞价。

Q17:

增量分布式项目如何参与机制电价竞价？

A:

分布式项目可直接或委托聚合商代理参与机制电价竞价，参与聚合的分布式项目最早投产时间和最晚投产时间间隔不超过1年。

后续湖北将出台“聚合商资质”“平台注册要求”“聚合代理协议”“聚合竞价流程”等具体规定。

Q18:

享受财政补贴的新能源项目，价格和补贴怎么处理？

A:

对享受财政补贴的新能源项目，机制电价与补贴电价独立运行，补贴电价仍按照原政策执行。

案例3：

改革前：A企业含财政补贴结算电价0.61元/千瓦时，电网采购价为当地煤电基准价0.4161元/千瓦时，财政补贴：0.61-0.4161=0.1939元/千瓦时。

改革后：财政补贴维持0.1939元/千瓦时不变。

参与市场交易，交易电价0.35元/千瓦时。

A企业含财政补贴结算电价为：0.35+0.1939+机制电价价差。

Q19:

参与绿电绿证交易的新能源项目，绿证收益和机制电价之间关系如何处理？

A:

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。

Q20:

本次改革对终端用户电价水平有什么影响？

A:

本次改革对居民、农业用户电价水平没有影响，这两类用户仍执行现行目录销售电价政策。

对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全省工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的时段可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动，充分体现市场机制作用。

Q21:

本次改革对分布式光伏项目有何影响？分布式光伏项目如何适应此次改革？

A:

对存量分布式项目，给予80%比例的机制电量，因湖北燃煤基准价水平较高，综合测算已经提供了充分保障。

对增量分布式项目，改革后不再具有“保量保价”的稳定收益，需要全量进入市场，可从四个方面提升：

一是适应市场竞争环境。把握市场供需形势，研究价格波动规律，合理选择位置，制定科学的竞价策略。

二是提升市场竞争能力。加强场站运营质效管控，提高发电预测能力，精准控制出力。

三是提高自用电量比重。改革鼓励分布式新能源项目就近平衡调节，明确分布式光伏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10个百分点以上的，机制电价执行期限可增加1年，最多可增加2年。

四是创新项目收益模式。积极响应系统调节需求，主动参与虚拟电厂、聚合交易，提高项目综合利用效率。

Q22:

本次改革对燃煤火电是否有影响？

A:

在构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，新能源装机占比逐年增大，火电机组逐步从以往单纯保障电量平衡向保障电力平衡转变，扮演电力系统“压舱石”的角色。

由于新能源边际成本较低，新能源全量入市后，火电机组面临的市场竞争将更为激烈。

火电企业需要进一步强化调节能力建设，做好发电成本管理，积极参与辅助服务市场，在新的市场环境中实现良性发展。

Q23:

如何完善新型储能充放电价格机制？

A:

新能源上网电价市场化改革后，不再将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

为鼓励储能行业持续健康发展，将建立健全新型储能价格机制，以价格信号引导储能优化布局健康发展，更好服务新型电力系统建设。

Q24:

湖北本次改革实施方案有什么特点？

A:

主要是三个方面：

一是合理放宽存量项目投产认定时间。在保持政策刚性约束前提下，以电力业务许可证中的最晚投产时间作为认定依据，对已全容量建成但尚未取得许可证的项目，按照许可证中载明的投产时间判定是否为存量项目，确保符合条件的项目“应纳尽纳”。

二是保持机制电量独立定位。将机制电量明确为市场外的有效补充，在不影响中长期及现货市场建设的基础上，提供适度兜底保障。通过控制“中长期+机制”覆盖比例低于全部上网电量，预留部分电量暴露于现货市场环境，引导所有新能源经营主体更好感知市场。

三是创新构建分布式聚合竞价机制。挖掘全省42万户分布式项目参与市场的巨大潜力，将建立聚合竞价模式，鼓励分布式项目以聚合方式参与增量项目机制电量竞价，推动聚合商、运营商等新兴市场主体培育，赋能行业持续健康发展。

Q25:

本次改革方案落地有哪些保障措施？

A:

主要是三个方面：

一是广泛开展政策宣传解读。多渠道开展政策宣贯培训，帮助各类经营主体熟悉电力交易、结算和竞价规则，提升新能源项目参与市场的能力。

二是加强组织落实。完善电力交易系统和网上国网、新能源云等平台，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。

三是动态优化完善。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情况，及时调整政策边界，切实增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。