文章核心观点 - 黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革 推动风电和太阳能发电上网电量全面进入电力市场 通过市场交易形成价格 区分存量项目和增量项目分类施策 建立可持续发展价格结算机制 促进新能源高质量发展 [9][10] 推动新能源上网电价全面由市场形成 - 集中式风电、集中式光伏、分布式光伏、分散式风电等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 上网电价通过市场交易形成 [11] - 新能源项目可报量报价参与市场交易 也可以接受市场形成的价格 支持分布式光伏项目直接或通过聚合方式参与市场交易 [11] - 根据电力市场建设情况 逐步放开生物质等各类电源进入市场参与交易 [11] - 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国家跨省跨区送电相关政策执行 [11] - 不断完善中长期市场交易规则 实现各类电源公平参与市场 缩短交易周期 提高交易频次 实现周、多日、逐日开市 [12] - 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、结算参考点等内容 并根据实际灵活调整 [12] - 省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格 不单独组织集中竞价和滚动撮合交易 [12] - 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议 提前管理市场风险 形成稳定供求关系 [12] - 新能源项目全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场 加快实现自愿参与日前市场 [12] - 适当优化现货市场限价 现货市场申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平及电力市场供需等因素确定 下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益确定 [12] - 科学确定电力辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 在调频辅助服务市场基础上 根据市场备用需求紧张程度 适时建立备用辅助服务市场 [13] - 调频、备用等辅助服务费用 原则上由省内工商业用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量按比例共同分担 参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊 [13] 建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 - 新能源项目参与电力市场交易后 在市场外同步建立差价结算机制 对纳入机制的电量 市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平部分 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 [13] - 初期 机制电量不再开展其他形式的差价结算 [13] - 存量项目是指2025年6月1日以前全部核准（备案）容量并网且在2025年黑龙江电网优先购电优先发电计划中享受优先上网电量的新能源项目 [14] - 存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策 规模上限不高于现行保障性收购电量 新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例 但不得高于上一年 [14] - 存量项目机制电价与现行保障性价格政策保持一致 黑龙江省燃煤基准价为0.374元/千瓦时 [14] - 存量项目执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定 [14] - 增量项目是指2025年6月1日（含）起投产的新能源项目 不含外送配套电源 [15] - 增量项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接 第二年及以后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及用户承受能力等因素确定 [15] - 单个项目申请纳入机制的电量应适当低于其全部上网电量 为引导行业竞争 竞价时设置申报充足率下限 [15] - 增量项目机制电价通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成 [15] - 分为风电、太阳能发电两类组织竞价 如单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时 不再分类组织 统一合并竞价 [15] - 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 [15] - 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 不得高于煤电基准价 竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定 [15] - 增量项目执行期限考虑回收初始投资暂定为12年 [15] - 未竞价成功的项目可在以后年度继续参加机制电价竞价 [15] - 机制电量由电网企业每月按机制电价开展差价结算 将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用 [16] - 用于机制电量差价电费结算的市场交易均价分为风电、太阳能发电两类 市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定 [16] - 机制电量按比例分解至月度 机制电量比例=（机制电量÷该项目预计年上网电量）×100% 每月机制电量=机制电量比例×每月实际上网电量 [16] - 已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时 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 则缺额部分电量不再执行机制电价 不进行跨年滚动 [16] - 发电侧机制电费=实际上网电量×机制电量比例×（机制电价-市场交易均价） [16] - 机制电量暂不参与中长期交易 相关电量计入中长期用户侧签约比例 [17] - 现阶段仅开展日前预出清 预出清结果不用于结算 [17] - 机制电量不参与绿电交易、不重复获得绿证收益 绿电交易电量的绿证收益按照当月绿电合同电量、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 [17] - 机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户 由省内分摊系统运行费用的用户共有 [17] - 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 [17] 保障措施 - 省发展改革委负责建立新能源上网电价市场化改革工作机制 统筹协调解决推进过程中的问题 [17] - 电力市场监管机构要加强市场监管 保障新能源公平参与交易 促进市场平稳运行 [17] - 省电力公司负责搭建竞价平台 做好竞价、结算等细则制定和差价协议签订等工作 并对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集 [17] - 电力交易机构要完善电力市场信息披露机制 定期披露新能源市场运行总体情况 [17] - 完善电力市场相关规则 做好新能源上网电价市场化改革与新能源发展规划目标、能源电力规划的衔接 [18] - 优化代理购电电量采购机制 新能源全面入市后 执行保量保价的优先发电电量可继续按现行价格机制由电网企业收购 不足部分电量由电网企业通过市场化采购 [18] - 做好与新能源消纳的衔接 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 [18] - 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 鼓励配建储能转为独立储能 [18] - 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 [18] - 密切跟踪监测新能源市场价格波动、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 优化政策措施 [18] - 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 [18] - 加强政策宣传解读 及时回应社会关切 [19] - 电网企业和电力交易机构要组织开展市场培训 帮助新能源企业熟悉政策要求、交易规则和结算流程 提升市场参与能力 [19] - 强化沟通与协调 及时了解经营主体的意见和诉求 积极回应并解决问题 [19] 实施时间 - 本方案自2025年12月31日起实施 现行政策相关规定与本方案不符的 以本方案为准 [19]