新能源上网电价市场化改革 - 省内所有风电和太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 通过市场交易形成电价 集中式新能源报量报价参与市场 分布式新能源可单体或聚合参与中长期和现货市场 [3][10][11] - 未报量报价参与市场的新能源接受现货市场同类项目月度分时点实时加权平均价格 2025年12月31日前分布式新能源接受月度全时点实时加权平均价格 [3][11] - 跨省跨区交易的新能源电量执行跨省跨区送电相关政策 [3][11] 存量项目机制执行 - 存量项目由国网湖北省电力公司确定并备案 定期在国网新能源云平台和网上国网公布 [3][12][13] - 机制电量比例上限集中式新能源12.5% 分布式新能源80% 光伏扶贫项目100% 各项目每年可自主确定执行比例但不高于上一年 [3][13] - 机制电价统一为0.4161元/千瓦时 执行起始月份2025年10月 执行至投产满20年或达到全生命周期合理利用小时数(风电36000小时 光伏22000小时) [3][4][13] 增量项目竞价机制 - 2025年6月1日起投产的增量项目每年动态调整全省增量新能源项目纳入机制电量的总规模 [5][13][14] - 单个增量项目通过竞价确定是否进入机制执行范围 竞价工作由省发改委牵头 省能源局和华中能源监管局参与组织 国网湖北电力具体实施 每年底前组织一次 [6][14][15] - 初期分风电和光伏两类竞价 综合考虑合理成本收益 绿色价值 电力市场供需形势 用户电价承受能力等因素确定竞价上限和下限 [6][14][15] 增量项目执行期限 - 入选的增量项目机制电价执行期限暂定12年 [6][16] - 分布式项目投产后连续两个自然年自发自用率高于全省平均水平10个百分点以上 执行期限可增加1年 最多不超过2年 [6][16] - 入选时已投产项目以入选时间为执行起始时间 未投产项目以申报投产时间为起始时间 实际投产晚于申报超过6个月则取消入选结果并取消投资方三年竞价资格 [6][16] 辅助服务市场价格机制 - 科学确定辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 明确辅助服务计价等市场规则 [7][18] - 电力现货市场连续运行期间 符合要求的调频和备用辅助服务费用暂按60%计入系统运行费并由工商业用户分摊 剩余部分由未参与电能量市场交易的上网电量分担 [7][18] 相关配套机制 - 优化代理购电电量采购机制 适时调整煤电容量电价标准 研究完善发电侧容量补偿机制 [8][18] - 新能源因自身报价高 未申报或申报量不足等因素未上网电量 不纳入新能源利用率统计与考核 [8][18] - 参与差价结算的电量不重复获得绿证收益 新能源项目原购售电合同价格条款对照本政策执行 [8][18]