冀北电网136号文承接方案：存量项目机制电价0.372元/kWh

近日，河北省发展和改革委员会发布关于公开征求《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》意见的公告。

《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》提到，新能源上网电量全面参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。其中，集中式项目报量报价参与交易；分布式项目（含分散式风电，下同）可直接或通过聚合方式报量报价参与交易，未选择直接参与或聚合参与的，默认作为“价格接受者”参与市场。直接参与交易或通过聚合方式参与交易的新能源项目，应在冀北电力交易平台注册。鼓励具备相应资质的聚合商在电力交易平台注册成为经营主体后，聚合一家或多家分布式项目参与市场。

现货市场运行时，新能源项目按有关规则参与现货市场交易结算。现货市场申报价格上限考虑冀北目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，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等因素确定。

存量项目

电量规模：单个新能源项目以2024年6月1日至2025年5月31日实际非市场化交易结算电量占上网电量的比例作为该项目机制电量比例上限。其中，非市场化交易结算电量按照上网电量减去各类市场化交易合同结算电量确定。新能源发电项目可在规模上限范围内每年自主确定执行机制电量的比例，但不得高于上一年。

机制电价：按冀北电网现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行。

执行期限：新能源发电项目达到全生命周期合理利用小时数（具体到月）或投产运行满20年（具体到月）较早者的次月起退出差价结算机制。根据新能源项目月度实际上网电量及差价协议约定的月度机制电量比例，由电网企业按月开展差价结算。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电、海上光伏暂按现行政策执行。

增量项目

电量规模：省发展改革委结合省内年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力，每年研究确定新增纳入机制的年度电量总规模及风电、光伏等类别竞价规模，按规定向社会公布。符合条件的新能源项目参与机制电量竞价，年度机制电量申报规模按如下方式与机制电量申报比例联动确定。

单个项目申报规模=项目装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时数×（1-厂用电率）×机制电量申报比例其中，同类项目近三年平均发电利用小时数取项目组织竞价年度前三年同类项目平均发电利用小时数；厂用电率：集中式项目参考项目组织竞价前一年同类型项目平均厂用电率，分布式项目取国家及我省规定的相应类别项目的自发自用电量比例。机制电量占上网电量的比例由新能源项目自主申报、上限为80%。

机制电价：省发展改革委统筹考虑新能源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，逐年确定、发布增量项目竞价的上限，上限暂不高于燃煤发电基准价。初期可参考先进新能源项目的成本因素确定竞价下限。每年组织已投产和次年年底前投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价，采用边际出清方式确定入围的项目及其执行期限内的机制电量和电价。多个项目按出清价格申报，则按申报电量占比分配剩余竞价电量。若项目入选电量占申报电量的比例低于30%（含），取消最后入选项目的入选结果，可参与后续竞价，机制电价按照调整后的入选项目最高报价确定。

执行期限：根据各类新能源投资回收期确定，风电、光伏执行期限暂定为10年、12年，后续根据市场运行实际情况调整。竞价组织次年前投产的项目自竞价组织次年首月开始执行，竞价组织次年内投产的项目按照申报全容量并网日期的次月开始执行。海上风电、海上光伏单独组织竞价，确定纳入机制的电量规模和机制电价，执行期限暂定为14年。由于市场竞争不充分，无法组织竞价的，由省发展改革委确定机制电量规模和机制电价形成方式。

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