湖南省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案

为落实国家发展改革委、国家能源局《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）要求，平稳有序推进新能源上网电价市场化改革工作，结合湖南实际，制定本实施方案。

一、推动新能源上网电价全面由市场形成

全省新能源项目（集中式风电、分散式风电、集中式光伏、分布式光伏，下同）上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。

新能源项目可报量报价参与市场交易，也可接受市场形成的价格。其中，分布式光伏项目可选择直接参与或聚合参与市场交易，未作选择的，默认作为价格接受者参与市场交易。

参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。

二、建立支持新能源高质量发展的制度机制

（一）建立新能源可持续发展价格结算机制

新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，明确纳入机制的新能源项目的电量规模、机制电价、执行期限等。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用。

（二）明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限

1.2025年6月1日以前全容量投产的新能源存量项目

（1）光伏扶贫项目扶贫容量对应的上网电量100%纳入机制电量；分布式光伏项目、接入电压等级35千伏的新能源项目上网电量的80%纳入机制电量（不含光伏扶贫容量对应上网电量）。机制电价为0.45元/千瓦时。执行期限按照项目达到全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）与项目投产满20年较早者确定，到期后不再执行机制电价。

（2）接入电压等级110千伏及以上的风电和集中式光伏项目：2021年1月1日-2025年5月31日平价上网的，实行过渡措施，上网电量的60%纳入机制电量，机制电价为：风电项目0.37元/千瓦时、集中式光伏项目0.38元/千瓦时，执行期限为5年；2021年前并网的，继续按现行相关政策执行。

2.2025年6月1日起全容量投产的新能源增量项目

（1）电量规模。每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。2025年新增纳入机制的风电、光伏电量规模，分别按照当年风电、光伏预计新增上网电量的30%确定。为引导新能源企业充分竞争，降低全社会用能成本，设置申报充足率下限和单个项目申请纳入机制的电量上限，2025年分别为125%、80%。2026年及以后上述参数在年度竞价通知中明确。2025年度竞价工作分两个批次组织，2026年起竞价工作原则上每年10月开展一次竞价。

（2）机制电价。由已投产和竞价周期内将投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。分布式光伏项目可自主或委托分布式聚合商参与竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。2025年竞价上限为0.38元/千瓦时，下限为0.26元/千瓦时。2026 年及以后竞价上限和下限在年度竞价通知中明确。

（3）执行期限。按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，2025年竞价的机制电量执行期限为10年。2026年及以后竞价的机制电量执行期限在年度竞价通知中明确。入选机制时已投产的项目，机制自竞价周期的首月1日起执行；入选机制时未投产项目，机制自项目申报的投产日期的次月1日起执行。若入选项目未按期投产，实际投产前的机制电量自动失效，执行期限不顺延。

3.新能源项目全容量和投产日期认定方式

集中式风电、集中式光伏投产容量以省能源局认定容量为准，投产日期以电力业务许可证明确的“机组投产日期”为准，单个项目分多次办理电力业务许可证的，以最晚日期为准；分散式风电、分布式光伏投产容量和投产日期原则上以国网湖南省电力有限公司营销2.0系统中项目的“并网容量”和“并网时间”为准。

4.年度纳入机制的电量比例调整

单个新能源项目在确定的机制电量规模范围内每年11月底以前可自主申报下一年度纳入机制的电量比例，但不得高于上一年。未参与申报的，默认按上一年度比例执行。分布式光伏存量项目未与电网企业签订差价结算协议的，默认按政策规定的机制电量比例上限执行。

5.新能源可持续发展价格结算机制的退出规则

已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

（三）明确新能源可持续发展价格结算机制的结算方式

1.对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算。差价结算费用为机制电价与市场交易均价的差额费用，该费用纳入系统运行费用。系统运行费用增加“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，由全体用户分摊或分享。市场交易均价由交易中心按月提供。电力现货市场连续试运行前，市场交易均价按照发电侧月度中长期交易同类项目（风电、光伏）加权平均价格确定；电力现货市场连续试运行后，市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目（风电、光伏）加权平均价格确定。

2.电网企业按机制电量占上网电量的比例，每年将纳入机制的电量分解至月度，按月做好机制电量差价电费结算、清算工作。新能源项目若当年已结算机制电量达到年度机制电量规模，则当月超过部分及后续月不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量规模，缺额机制电量不进行跨年滚动。

三、健全适应新能源高质量发展的市场交易机制

（一）完善中长期市场交易和价格机制

适度放宽用户侧中长期签约比例要求，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容。机制电量计入用户侧中长期签约比例，相应调减用户侧签约其他电量的比例要求；新能源中长期交易申报电量上限根据额定容量扣减机制电量对应容量后的上网能力确定。鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议。

（二）完善现货市场交易和价格机制

按照国家要求及时完善现货市场交易规则，新能源上网电量全部参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。综合考虑电力供需、市场运行情况，适时调整现货市场申报价格上下限，申报价格上限考虑我省工商业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。

（三）完善绿电绿证交易和价格机制

绿电交易申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独开展集中竞价、滚动撮合交易。纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。绿电交易电量的绿证收益按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。

（四）完善辅助服务市场交易和价格机制

优化辅助服务价格机制，合理确定辅助服务价格上限。电力现货市场连续运行后，符合《国家发展改革委关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）规定的调频、备用辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。辅助服务价格上限、分摊方式及分担比例等另行明确。

四、保障措施

（一）加强组织落实。省发展改革委加强统筹协调，做好政策宣传解读，及时回应社会关切，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。省能源局积极推动新能源项目逐步适应市场竞争，做好新能源项目和容量认定等工作。湖南能源监管办会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。国网湖南省电力有限公司做好合同签订、竞价实施、电费结算等工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。

（二）强化政策协同。强化改革与代理购电协同，电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得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。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

（三）做好跟踪评估。各地要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，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效。按照国家改革部署适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化，条件成熟时择机退出。

本方案自2026年1月1日起实施，现行相关政策与本方案不一致的，以本方案为准。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。