河北“136号文”：鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源，提升新能源调节性能

日前，河北省发展和改革委员会印发《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》的通知。

与征求意见稿相比，正式文件并未做改动，自2025年12月31日起执行。

正式文件表示，不得向新能源不合理分摊费用。取消新能源强制配置储能要求，2025年2月9日前批复的新能源项目全生命周期配建（租赁）储能；2025年2月9日后批复的项目不再要求强制配置储能，鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源，提升新能源调节性能。

参照河北南网工商业用户尖峰电价水平，各类市场主体申报和出清价格上限设为1.2元/千瓦时（含税、下同）；申报和出清价格下限设为0元/千瓦时。

存量项目：2025年6月1日前已经全容量并网的新能源项目

电量规模：结合当前新能源入市实际情况，分类确定新能源项目参与机制电量占上网电量的比例上限：集中式风电70%、集中式光伏40%（其中扶贫部分100%）、10kV及以上并网的工商业分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电100%。对于同一电站兼具多种类型电量的，按相应类型容量占比加权确定其执行机制电量的最高比例。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。

河北南网机制电价：按河北南网现行燃煤发电基准价0.3644元/千瓦时执行。冀北电网机制电价：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。

增量项目：2025年6月1日以后全容量并网的新能源项目

可以参与竞价的项目：1）集中式、分布式新能源项目，不含光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电、海上光伏项目和存量新能源项目、已纳入机制范围的新能源项目；2）2025年6月1日（含）以后投产的大型工商业分布式光伏，不纳入机制电价执行范围；3）分布式新能源项目可由代理商代理竞价，代理项目总容量不高于10万千瓦。

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。

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。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。

正式文件表示，新能源在参与市场后因报价等因素导致部分电量未能上网，不作为弃风弃光电量不纳入新能源利用率统计与考核。

竞价主体范围包括2025年6月1日（含）后实现全容量并网的集中式、分布式新能源项目，不含光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电、海上光伏项目和存量新能源项目、已纳入机制范围的新能源项目。源网荷储、绿电直连等新能源就近消纳项目的风电、光伏发电，以及2025年6月1日(含)以后投产的大型工商业分布式光伏等项目,除自发自用电量以外的上网电量全部参与电力市场交易不纳入机制电价执行范围。

对于全容量并网的规定如下：

集中式项目：以电力业务许可证明确的并网时间和容量为准，其中单个项目分多次办理电力业务许可证的，以许可证上明确的最晚并网时间为准；电力业务许可证的容量与下达的年度开发建设方案的规模一致的视为全容量。

分布式项目（含分散式风电）：以省级电网企业营销系统中明确的并网时间和容量为准，其中省级电网企业营销系统中明确的容量与备案文件或下达的年度开发建设方案的规模一致的视为全容量。

原文如下：