湖北省新能源上網電價市場化改革二十五問答
經湖北省發(fā)改委同意，圍繞新能源電價市場化改革，我們組織專家團隊對大家關心的問題進行梳理和答疑，幫助大家精準理解政策，避免誤判，營造改革良好氛圍，促進湖北新能源行業(yè)從“量的積累”到“質的躍升”，助力能源轉型與高質量發(fā)展。
Q1:為什么要推動新能源上網電價市場化改革？
A:黨的二十屆三中全會作出了深化能源領域價格改革的決策部署。今年初，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），在全國范圍內推動新能源上網電價市場化改革工作，要求各省市因地制宜制定出臺本地實施方案，推動改革落地。截至目前，已有上海、山東、甘肅、內蒙古、新疆、云南等省市出臺了實施方案。
Q2:湖北省新能源上網電價市場化改革條件是否成熟？
A:截至2025年6月底，湖北省風、光新能源裝機規(guī)模達到5321萬千瓦，占總裝機比重超過40%，是全省第一大裝機電源。新能源上網電價市場化改革條件已比較成熟，主要體現(xiàn)在三個方面：
一是新能源成本大幅下降，風電、光伏單位千瓦造價較10年前下降了60%-80%，平均度電成本已全面低于火電，具備較強的市場競爭力。
二是湖北省電力現(xiàn)貨市場今年6月6日作為華中第1個、全國第6個轉正式運行，形成了較為完備的市場價格形成機制。
三是湖北省集中式新能源2023年已逐步進入市場，相應的市場規(guī)則逐步完善，為新能源全面參與市場奠定了堅實基礎。
Q3:本次改革涉及的新能源項目范圍有哪些？
A:湖北省所有的風電、太陽能發(fā)電項目。
Q4:本次改革的主要內容是什么？
A:主要有三個方面：
一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，不能報量報價參與市場的，作為價格接受者、接受市場均價。
二是建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環(huán)節(jié)建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，區(qū)分存量和增量項目分類施策，穩(wěn)定存量項目收入水平和增量項目投資預期。
三是完善支持新能源入市相關配套政策體系。健全輔助服務市場價格機制和成本傳導規(guī)則，優(yōu)化代理購電電量采購機制，研究發(fā)電側容量補償機制，完善新能源利用率統(tǒng)計與考核方式等。
Q5:電力市場分為哪幾種類型？
A:電力市場是以平衡電力供需為核心，發(fā)現(xiàn)價值信號、優(yōu)化電力資源配置的市場，主要包括中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務市場等。
中長期市場是電力市場的“穩(wěn)定器”，以年、月、周、多日為交易周期，通過長期合同鎖定電量與價格，規(guī)避短期價格波動風險，為電力系統(tǒng)提供基礎電量平穩(wěn)保障。
現(xiàn)貨市場是電力供需的“風向標”，以一刻鐘（15分鐘）為交易周期（也稱“實時市場”），通過一天內不同時點的價格信號動態(tài)匹配實時供需，解決電力“即發(fā)即用”平衡難題。
輔助服務市場是電力系統(tǒng)的“調節(jié)器”，從秒級到分鐘級組織交易，調節(jié)發(fā)用電波動帶來的系統(tǒng)頻率變化，實現(xiàn)秒級的系統(tǒng)平衡。
Q6:為什么要建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制？
A:新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發(fā)電集中在午間，全面參與市場交易后，午間電力供應大幅增加，價格明顯降低，晚高峰電價較高時段光伏又幾乎沒有出力，導致實際收入可能大幅波動。
為解決此問題，國家在推動新能源全面參與市場的同時，創(chuàng)新建立了新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對納入機制的電量（簡稱機制電量），按照設定的結算價格（簡稱機制電價）“多退少補”，確保新能源經營主體擁有合理的收益預期，促進行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。
Q7:可持續(xù)發(fā)展價格結算機制與現(xiàn)貨交易、中長期交易之間是什么關系？
A:可持續(xù)發(fā)展價格結算機制是一種獨立于現(xiàn)貨市場的結算機制，實際運行時按比例從現(xiàn)貨市場中拿出一部分電量，補齊機制電價與現(xiàn)貨市場均價的價差。總體而言，可持續(xù)發(fā)展價格結算機制與中長期市場是并列關系。
相似點在于，兩者都是長期合約形成的價格，一般都高于現(xiàn)貨市場價格，合約內的電量均按照合約電價補齊與現(xiàn)貨市場價差，形成對新能源電價的雙重保障。
不同點在于，中長期合同由特定用電企業(yè)與新能源項目簽訂，不同時期合約價格會有所波動，而機制電價合同由政府授權電網公司與新能源項目簽訂，價格水平長期固定。
Q8:改革如何區(qū)分存量項目和增量項目？
A:新能源具有固定投資成本占比大、變動成本占比小的特點，隨著新能源技術進步、造價持續(xù)降低，新老項目經營成本差異較大，改革必須平衡新老項目關系。
國家明確提出，以投產時間2025年6月1日為劃斷節(jié)點，區(qū)分存量和增量項目。
Q9:存量項目機制電價如何設定？
A:湖北省存量項目機制電價按照國家規(guī)定的上限標準即湖北省燃煤基準價 0.4161元/千瓦時 設定。
Q10:存量項目機制電量規(guī)模如何設計？
A:對集中式項目，光伏、風電每月60小時上網電量已經進入中長期市場，中長期電量占全年上網電量比重平均60%左右，價格已經有較大保障，按照12.5%比例上限設計機制電量，加上場站技術達標獎勵8-15%，綜合價格保障比例為80%左右。
對分布式項目，機制電量比例上限統(tǒng)一設定為80%，保障比例與集中式項目接近。
光伏扶貧項目機制電量比例上限為100%。
各項目每年可按照不高于規(guī)定比例上限，自主確定執(zhí)行比例（不得高于上一年）。
Q11:存量集中式新能源項目如何執(zhí)行可持續(xù)發(fā)展價格結算機制？
A:在電費結算環(huán)節(jié)，對該項目的機制電量，當現(xiàn)貨市場交易平均價格低于機制電價時給予差價補償，當現(xiàn)貨市場交易平均價格高于機制電價時進行差價扣除，“多退少補”產生的價差電費作為系統(tǒng)運行費由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。
結算僅對機制電價與所有同類型新能源項目現(xiàn)貨均價的價差進行補償，即同類項目補償標準是相同的，該項目在現(xiàn)貨市場的實際價格與同類項目現(xiàn)貨均價差異由項目自身承擔。
案例1：
湖北省存量集中式光伏項目A，月度上網電量100萬千瓦時，全部電量都進入了現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨市場價格為0.22元/千瓦時，當月省內光伏發(fā)電現(xiàn)貨市場交易均價為0.21元/千瓦時。對存量集中式項目，湖北省機制電價為0.4161元/千瓦時，政策規(guī)定機制電量占上網電量比例為12.5%，即機制電量規(guī)模為12.5萬千瓦時。項目A還參與了中長期市場，簽訂中長期合約價格為0.4元/千瓦時，合約電量為上網電量的70%，即70萬千瓦時。項目A電費結算情況如下：
①現(xiàn)貨市場電費計算：100*0.22=22萬元
②機制電量差價補償電費計算：
補償標準為0.4161-0.21=0.2061元/千瓦時。
差價補償金額為0.2061*12.5≈2.6萬元。
③中長期電量差價補償電費計算：
補償標準為0.4-0.22=0.18元/千瓦時。
差價補償金額為0.18*70=12.6萬元。
④總結算電費為22+2.6+12.6=37.2萬元，平均結算價格為0.372元/千瓦時。
Q12:存量分布式新能源項目如何執(zhí)行可持續(xù)發(fā)展價格結算機制？
A:在電費結算環(huán)節(jié)，對分布式項目機制電量同樣執(zhí)行“多退少補”原則，因其暫未參與中長期市場，與集中式項目主要區(qū)別在于機制電量比例設定為80%。
案例2：
湖北某存量分布式光伏項目B，月度上網電量10萬千瓦時，全部電量都進入現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨市場價格為0.22元/千瓦時，當月省內光伏發(fā)電現(xiàn)貨市場交易均價為0.21元/千瓦時。對于存量分布式光伏，湖北省機制電價同樣為0.4161元/千瓦時，機制電量占上網電量比例為80%，即機制電量規(guī)模為8萬千瓦時。項目B電費結算情況如下：
①現(xiàn)貨市場電費計算：10*0.22=2.2萬元
②機制電量差價補償電費計算：
補償標準為0.4161-0.21=0.2061元/千瓦時。
差價補償金額為0.2061*8≈1.6萬元。
③總結算電費為2.2+1.6=3.8萬元，平均結算價格為0.38元/千瓦時。
Q13:增量項目機制電價如何設計？
A:對2025年6月1日以后投產的增量新能源項目，國家要求機制電價不再固定，在設定的競價上下限范圍內，通過市場競價形成。
其中，競價上限考慮“平均成本、較高收益”原則，結合合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等綜合因素確定；競價下限考慮“先進成本、價格兜底”原則，結合先進電站造價水平折算度電成本、鼓勵新能源有序發(fā)展政策導向等因素確定。
省發(fā)改委、省能源局將統(tǒng)籌考慮，科學設計競價上下限，確保穩(wěn)定省內增量新能源項目投資預期。
Q14:增量項目機制電量規(guī)模如何設計？
A:增量項目機制電量規(guī)模包括兩個方面：總體規(guī)模和具體項目規(guī)模。機制電量總體規(guī)模每年根據(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素，動態(tài)調整確定。具體項目的機制電量規(guī)模，通過報量報價競爭產生，項目競價申報電量應適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量（湖北省增量集中式項目上限不高于80%、分布式項目不高于60%），根據(jù)競價結果確定其所申報電量納入機制電量的規(guī)模。
省發(fā)改委、省能源局將通盤考慮，合理設計增量項目機制電量規(guī)模，具體以后續(xù)發(fā)布的競價公告為準。
Q15:增量項目和存量項目機制電價執(zhí)行期限如何確定？
A:執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資平均期限確定，對存量項目，執(zhí)行起始月份為2025年10月；對增量項目，入選時已投產的項目，原則上以入選時間為執(zhí)行起始時間，聚合分布式項目統(tǒng)一以聚合項目中最晚投產時間作為執(zhí)行起始時間。入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間為執(zhí)行起始時間。
存量項目到期時間按“投產滿20年”或“全生命周期合理利用小時數(shù)（風電36000小時、光伏22000小時）”兩個時限確定，達到其中一個后即不再執(zhí)行；增量項目到期時間根據(jù)國家相關規(guī)定，確定為12年。
Q16:增量項目機制電價競價怎樣組織？
A:湖北省首次競價預計于2025年10月開展，競價主體為2025年6月1日至2026年12月31日期間投產的集中式新能源項目、競價前已投產的分布式新能源項目。2026年起，將于每年10月底前組織一次競價。
Q17:增量分布式項目如何參與機制電價競價？
A:分布式項目可直接或委托聚合商代理參與機制電價競價，參與聚合的分布式項目最早投產時間和最晚投產時間間隔不超過1年。
后續(xù)湖北將出臺“聚合商資質”“平臺注冊要求”“聚合代理協(xié)議”“聚合競價流程”等具體規(guī)定。
Q18:享受財政補貼的新能源項目，價格和補貼怎么處理？
A:對享受財政補貼的新能源項目，機制電價與補貼電價獨立運行，補貼電價仍按照原政策執(zhí)行。
案例3：
改革前：A企業(yè)含財政補貼結算電價0.61元/千瓦時，電網采購價為當?shù)孛弘娀鶞蕛r0.4161元/千瓦時，財政補貼：0.61-0.4161=0.1939元/千瓦時。
改革后：財政補貼維持0.1939元/千瓦時不變。
參與市場交易，交易電價0.35元/千瓦時。
A企業(yè)含財政補貼結算電價為：0.35+0.1939+機制電價價差。
Q19:參與綠電綠證交易的新能源項目，綠證收益和機制電價之間關系如何處理？
A:參與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算的電量，不重復獲得綠證收益。
Q20:本次改革對終端用戶電價水平有什么影響？
A:本次改革對居民、農業(yè)用戶電價水平沒有影響，這兩類用戶仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。
對于工商業(yè)用戶，靜態(tài)估算，預計改革實施首年全省工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的時段可能略有下降，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動，充分體現(xiàn)市場機制作用。
Q21:本次改革對分布式光伏項目有何影響？分布式光伏項目如何適應此次改革？
A:對存量分布式項目，給予80%比例的機制電量，因湖北燃煤基準價水平較高，綜合測算已經提供了充分保障。
對增量分布式項目，改革后不再具有“保量保價”的穩(wěn)定收益，需要全量進入市場，可從四個方面提升：
一是適應市場競爭環(huán)境。把握市場供需形勢，研究價格波動規(guī)律，合理選擇位置，制定科學的競價策略。
二是提升市場競爭能力。加強場站運營質效管控，提高發(fā)電預測能力，精準控制出力。
三是提高自用電量比重。改革鼓勵分布式新能源項目就近平衡調節(jié)，明確分布式光伏連續(xù)兩個自然年自發(fā)自用率都高于全省分布式平均自發(fā)自用率10個百分點以上的，機制電價執(zhí)行期限可增加1年，最多可增加2年。
四是創(chuàng)新項目收益模式。積極響應系統(tǒng)調節(jié)需求，主動參與虛擬電廠、聚合交易，提高項目綜合利用效率。
Q22:本次改革對燃煤火電是否有影響？
A:在構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)進程中，新能源裝機占比逐年增大，火電機組逐步從以往單純保障電量平衡向保障電力平衡轉變，扮演電力系統(tǒng)“壓艙石”的角色。
由于新能源邊際成本較低，新能源全量入市后，火電機組面臨的市場競爭將更為激烈。
火電企業(yè)需要進一步強化調節(jié)能力建設，做好發(fā)電成本管理，積極參與輔助服務市場，在新的市場環(huán)境中實現(xiàn)良性發(fā)展。
Q23:如何完善新型儲能充放電價格機制？
A:新能源上網電價市場化改革后，不再將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
為鼓勵儲能行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，將建立健全新型儲能價格機制，以價格信號引導儲能優(yōu)化布局健康發(fā)展，更好服務新型電力系統(tǒng)建設。
Q24:湖北本次改革實施方案有什么特點？
A:主要是三個方面：
一是合理放寬存量項目投產認定時間。在保持政策剛性約束前提下，以電力業(yè)務許可證中的最晚投產時間作為認定依據(jù)，對已全容量建成但尚未取得許可證的項目，按照許可證中載明的投產時間判定是否為存量項目，確保符合條件的項目“應納盡納”。
二是保持機制電量獨立定位。將機制電量明確為市場外的有效補充，在不影響中長期及現(xiàn)貨市場建設的基礎上，提供適度兜底保障。通過控制“中長期+機制”覆蓋比例低于全部上網電量，預留部分電量暴露于現(xiàn)貨市場環(huán)境，引導所有新能源經營主體更好感知市場。
三是創(chuàng)新構建分布式聚合競價機制。挖掘全省42萬戶分布式項目參與市場的巨大潛力，將建立聚合競價模式，鼓勵分布式項目以聚合方式參與增量項目機制電量競價，推動聚合商、運營商等新興市場主體培育，賦能行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
Q25:本次改革方案落地有哪些保障措施？
A:主要是三個方面：
一是廣泛開展政策宣傳解讀。多渠道開展政策宣貫培訓，幫助各類經營主體熟悉電力交易、結算和競價規(guī)則，提升新能源項目參與市場的能力。
二是加強組織落實。完善電力交易系統(tǒng)和網上國網、新能源云等平臺，進一步規(guī)范電力市場信息披露，做好合同簽訂、競價實施、電費結算等。
三是動態(tài)優(yōu)化完善。密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等情況，及時調整政策邊界，切實增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。
作者： 來源：鄂電價格 責任編輯：jianping
Q1:為什么要推動新能源上網電價市場化改革？
A:黨的二十屆三中全會作出了深化能源領域價格改革的決策部署。今年初，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），在全國范圍內推動新能源上網電價市場化改革工作，要求各省市因地制宜制定出臺本地實施方案，推動改革落地。截至目前，已有上海、山東、甘肅、內蒙古、新疆、云南等省市出臺了實施方案。
Q2:湖北省新能源上網電價市場化改革條件是否成熟？
A:截至2025年6月底，湖北省風、光新能源裝機規(guī)模達到5321萬千瓦，占總裝機比重超過40%，是全省第一大裝機電源。新能源上網電價市場化改革條件已比較成熟，主要體現(xiàn)在三個方面：
一是新能源成本大幅下降，風電、光伏單位千瓦造價較10年前下降了60%-80%，平均度電成本已全面低于火電，具備較強的市場競爭力。
二是湖北省電力現(xiàn)貨市場今年6月6日作為華中第1個、全國第6個轉正式運行，形成了較為完備的市場價格形成機制。
三是湖北省集中式新能源2023年已逐步進入市場，相應的市場規(guī)則逐步完善，為新能源全面參與市場奠定了堅實基礎。
Q3:本次改革涉及的新能源項目范圍有哪些？
A:湖北省所有的風電、太陽能發(fā)電項目。
Q4:本次改革的主要內容是什么？
A:主要有三個方面：
一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，不能報量報價參與市場的，作為價格接受者、接受市場均價。
二是建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環(huán)節(jié)建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，區(qū)分存量和增量項目分類施策，穩(wěn)定存量項目收入水平和增量項目投資預期。
三是完善支持新能源入市相關配套政策體系。健全輔助服務市場價格機制和成本傳導規(guī)則，優(yōu)化代理購電電量采購機制，研究發(fā)電側容量補償機制，完善新能源利用率統(tǒng)計與考核方式等。
Q5:電力市場分為哪幾種類型？
A:電力市場是以平衡電力供需為核心，發(fā)現(xiàn)價值信號、優(yōu)化電力資源配置的市場，主要包括中長期市場、現(xiàn)貨市場和輔助服務市場等。
中長期市場是電力市場的“穩(wěn)定器”，以年、月、周、多日為交易周期，通過長期合同鎖定電量與價格，規(guī)避短期價格波動風險，為電力系統(tǒng)提供基礎電量平穩(wěn)保障。
現(xiàn)貨市場是電力供需的“風向標”，以一刻鐘（15分鐘）為交易周期（也稱“實時市場”），通過一天內不同時點的價格信號動態(tài)匹配實時供需，解決電力“即發(fā)即用”平衡難題。
輔助服務市場是電力系統(tǒng)的“調節(jié)器”，從秒級到分鐘級組織交易，調節(jié)發(fā)用電波動帶來的系統(tǒng)頻率變化，實現(xiàn)秒級的系統(tǒng)平衡。
Q6:為什么要建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制？
A:新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發(fā)電集中在午間，全面參與市場交易后，午間電力供應大幅增加，價格明顯降低，晚高峰電價較高時段光伏又幾乎沒有出力，導致實際收入可能大幅波動。
為解決此問題，國家在推動新能源全面參與市場的同時，創(chuàng)新建立了新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對納入機制的電量（簡稱機制電量），按照設定的結算價格（簡稱機制電價）“多退少補”，確保新能源經營主體擁有合理的收益預期，促進行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。
Q7:可持續(xù)發(fā)展價格結算機制與現(xiàn)貨交易、中長期交易之間是什么關系？
A:可持續(xù)發(fā)展價格結算機制是一種獨立于現(xiàn)貨市場的結算機制，實際運行時按比例從現(xiàn)貨市場中拿出一部分電量，補齊機制電價與現(xiàn)貨市場均價的價差。總體而言，可持續(xù)發(fā)展價格結算機制與中長期市場是并列關系。
相似點在于，兩者都是長期合約形成的價格，一般都高于現(xiàn)貨市場價格，合約內的電量均按照合約電價補齊與現(xiàn)貨市場價差，形成對新能源電價的雙重保障。
不同點在于，中長期合同由特定用電企業(yè)與新能源項目簽訂，不同時期合約價格會有所波動，而機制電價合同由政府授權電網公司與新能源項目簽訂，價格水平長期固定。
Q8:改革如何區(qū)分存量項目和增量項目？
A:新能源具有固定投資成本占比大、變動成本占比小的特點，隨著新能源技術進步、造價持續(xù)降低，新老項目經營成本差異較大，改革必須平衡新老項目關系。
國家明確提出，以投產時間2025年6月1日為劃斷節(jié)點，區(qū)分存量和增量項目。
Q9:存量項目機制電價如何設定？
A:湖北省存量項目機制電價按照國家規(guī)定的上限標準即湖北省燃煤基準價 0.4161元/千瓦時 設定。
Q10:存量項目機制電量規(guī)模如何設計？
A:對集中式項目，光伏、風電每月60小時上網電量已經進入中長期市場，中長期電量占全年上網電量比重平均60%左右，價格已經有較大保障，按照12.5%比例上限設計機制電量，加上場站技術達標獎勵8-15%，綜合價格保障比例為80%左右。
對分布式項目，機制電量比例上限統(tǒng)一設定為80%，保障比例與集中式項目接近。
光伏扶貧項目機制電量比例上限為100%。
各項目每年可按照不高于規(guī)定比例上限，自主確定執(zhí)行比例（不得高于上一年）。
Q11:存量集中式新能源項目如何執(zhí)行可持續(xù)發(fā)展價格結算機制？
A:在電費結算環(huán)節(jié)，對該項目的機制電量，當現(xiàn)貨市場交易平均價格低于機制電價時給予差價補償，當現(xiàn)貨市場交易平均價格高于機制電價時進行差價扣除，“多退少補”產生的價差電費作為系統(tǒng)運行費由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。
結算僅對機制電價與所有同類型新能源項目現(xiàn)貨均價的價差進行補償，即同類項目補償標準是相同的，該項目在現(xiàn)貨市場的實際價格與同類項目現(xiàn)貨均價差異由項目自身承擔。
案例1：
湖北省存量集中式光伏項目A，月度上網電量100萬千瓦時，全部電量都進入了現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨市場價格為0.22元/千瓦時，當月省內光伏發(fā)電現(xiàn)貨市場交易均價為0.21元/千瓦時。對存量集中式項目，湖北省機制電價為0.4161元/千瓦時，政策規(guī)定機制電量占上網電量比例為12.5%，即機制電量規(guī)模為12.5萬千瓦時。項目A還參與了中長期市場，簽訂中長期合約價格為0.4元/千瓦時，合約電量為上網電量的70%，即70萬千瓦時。項目A電費結算情況如下：
①現(xiàn)貨市場電費計算：100*0.22=22萬元
②機制電量差價補償電費計算：
補償標準為0.4161-0.21=0.2061元/千瓦時。
差價補償金額為0.2061*12.5≈2.6萬元。
③中長期電量差價補償電費計算：
補償標準為0.4-0.22=0.18元/千瓦時。
差價補償金額為0.18*70=12.6萬元。
④總結算電費為22+2.6+12.6=37.2萬元，平均結算價格為0.372元/千瓦時。
Q12:存量分布式新能源項目如何執(zhí)行可持續(xù)發(fā)展價格結算機制？
A:在電費結算環(huán)節(jié)，對分布式項目機制電量同樣執(zhí)行“多退少補”原則，因其暫未參與中長期市場，與集中式項目主要區(qū)別在于機制電量比例設定為80%。
案例2：
湖北某存量分布式光伏項目B，月度上網電量10萬千瓦時，全部電量都進入現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨市場價格為0.22元/千瓦時，當月省內光伏發(fā)電現(xiàn)貨市場交易均價為0.21元/千瓦時。對于存量分布式光伏，湖北省機制電價同樣為0.4161元/千瓦時，機制電量占上網電量比例為80%，即機制電量規(guī)模為8萬千瓦時。項目B電費結算情況如下：
①現(xiàn)貨市場電費計算：10*0.22=2.2萬元
②機制電量差價補償電費計算：
補償標準為0.4161-0.21=0.2061元/千瓦時。
差價補償金額為0.2061*8≈1.6萬元。
③總結算電費為2.2+1.6=3.8萬元，平均結算價格為0.38元/千瓦時。
Q13:增量項目機制電價如何設計？
A:對2025年6月1日以后投產的增量新能源項目，國家要求機制電價不再固定，在設定的競價上下限范圍內，通過市場競價形成。
其中，競價上限考慮“平均成本、較高收益”原則，結合合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等綜合因素確定；競價下限考慮“先進成本、價格兜底”原則，結合先進電站造價水平折算度電成本、鼓勵新能源有序發(fā)展政策導向等因素確定。
省發(fā)改委、省能源局將統(tǒng)籌考慮，科學設計競價上下限，確保穩(wěn)定省內增量新能源項目投資預期。
Q14:增量項目機制電量規(guī)模如何設計？
A:增量項目機制電量規(guī)模包括兩個方面：總體規(guī)模和具體項目規(guī)模。機制電量總體規(guī)模每年根據(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素，動態(tài)調整確定。具體項目的機制電量規(guī)模，通過報量報價競爭產生，項目競價申報電量應適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量（湖北省增量集中式項目上限不高于80%、分布式項目不高于60%），根據(jù)競價結果確定其所申報電量納入機制電量的規(guī)模。
省發(fā)改委、省能源局將通盤考慮，合理設計增量項目機制電量規(guī)模，具體以后續(xù)發(fā)布的競價公告為準。
Q15:增量項目和存量項目機制電價執(zhí)行期限如何確定？
A:執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資平均期限確定，對存量項目，執(zhí)行起始月份為2025年10月；對增量項目，入選時已投產的項目，原則上以入選時間為執(zhí)行起始時間，聚合分布式項目統(tǒng)一以聚合項目中最晚投產時間作為執(zhí)行起始時間。入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間為執(zhí)行起始時間。
存量項目到期時間按“投產滿20年”或“全生命周期合理利用小時數(shù)（風電36000小時、光伏22000小時）”兩個時限確定，達到其中一個后即不再執(zhí)行；增量項目到期時間根據(jù)國家相關規(guī)定，確定為12年。
Q16:增量項目機制電價競價怎樣組織？
A:湖北省首次競價預計于2025年10月開展，競價主體為2025年6月1日至2026年12月31日期間投產的集中式新能源項目、競價前已投產的分布式新能源項目。2026年起，將于每年10月底前組織一次競價。
Q17:增量分布式項目如何參與機制電價競價？
A:分布式項目可直接或委托聚合商代理參與機制電價競價，參與聚合的分布式項目最早投產時間和最晚投產時間間隔不超過1年。
后續(xù)湖北將出臺“聚合商資質”“平臺注冊要求”“聚合代理協(xié)議”“聚合競價流程”等具體規(guī)定。
Q18:享受財政補貼的新能源項目，價格和補貼怎么處理？
A:對享受財政補貼的新能源項目，機制電價與補貼電價獨立運行，補貼電價仍按照原政策執(zhí)行。
案例3：
改革前：A企業(yè)含財政補貼結算電價0.61元/千瓦時，電網采購價為當?shù)孛弘娀鶞蕛r0.4161元/千瓦時，財政補貼：0.61-0.4161=0.1939元/千瓦時。
改革后：財政補貼維持0.1939元/千瓦時不變。
參與市場交易，交易電價0.35元/千瓦時。
A企業(yè)含財政補貼結算電價為：0.35+0.1939+機制電價價差。
Q19:參與綠電綠證交易的新能源項目，綠證收益和機制電價之間關系如何處理？
A:參與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算的電量，不重復獲得綠證收益。
Q20:本次改革對終端用戶電價水平有什么影響？
A:本次改革對居民、農業(yè)用戶電價水平沒有影響，這兩類用戶仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。
對于工商業(yè)用戶，靜態(tài)估算，預計改革實施首年全省工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的時段可能略有下降，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動，充分體現(xiàn)市場機制作用。
Q21:本次改革對分布式光伏項目有何影響？分布式光伏項目如何適應此次改革？
A:對存量分布式項目，給予80%比例的機制電量，因湖北燃煤基準價水平較高，綜合測算已經提供了充分保障。
對增量分布式項目，改革后不再具有“保量保價”的穩(wěn)定收益，需要全量進入市場，可從四個方面提升：
一是適應市場競爭環(huán)境。把握市場供需形勢，研究價格波動規(guī)律，合理選擇位置，制定科學的競價策略。
二是提升市場競爭能力。加強場站運營質效管控，提高發(fā)電預測能力，精準控制出力。
三是提高自用電量比重。改革鼓勵分布式新能源項目就近平衡調節(jié)，明確分布式光伏連續(xù)兩個自然年自發(fā)自用率都高于全省分布式平均自發(fā)自用率10個百分點以上的，機制電價執(zhí)行期限可增加1年，最多可增加2年。
四是創(chuàng)新項目收益模式。積極響應系統(tǒng)調節(jié)需求，主動參與虛擬電廠、聚合交易，提高項目綜合利用效率。
Q22:本次改革對燃煤火電是否有影響？
A:在構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)進程中，新能源裝機占比逐年增大，火電機組逐步從以往單純保障電量平衡向保障電力平衡轉變，扮演電力系統(tǒng)“壓艙石”的角色。
由于新能源邊際成本較低，新能源全量入市后，火電機組面臨的市場競爭將更為激烈。
火電企業(yè)需要進一步強化調節(jié)能力建設，做好發(fā)電成本管理，積極參與輔助服務市場，在新的市場環(huán)境中實現(xiàn)良性發(fā)展。
Q23:如何完善新型儲能充放電價格機制？
A:新能源上網電價市場化改革后，不再將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
為鼓勵儲能行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展，將建立健全新型儲能價格機制，以價格信號引導儲能優(yōu)化布局健康發(fā)展，更好服務新型電力系統(tǒng)建設。
Q24:湖北本次改革實施方案有什么特點？
A:主要是三個方面：
一是合理放寬存量項目投產認定時間。在保持政策剛性約束前提下，以電力業(yè)務許可證中的最晚投產時間作為認定依據(jù)，對已全容量建成但尚未取得許可證的項目，按照許可證中載明的投產時間判定是否為存量項目，確保符合條件的項目“應納盡納”。
二是保持機制電量獨立定位。將機制電量明確為市場外的有效補充，在不影響中長期及現(xiàn)貨市場建設的基礎上，提供適度兜底保障。通過控制“中長期+機制”覆蓋比例低于全部上網電量，預留部分電量暴露于現(xiàn)貨市場環(huán)境，引導所有新能源經營主體更好感知市場。
三是創(chuàng)新構建分布式聚合競價機制。挖掘全省42萬戶分布式項目參與市場的巨大潛力，將建立聚合競價模式，鼓勵分布式項目以聚合方式參與增量項目機制電量競價，推動聚合商、運營商等新興市場主體培育，賦能行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
Q25:本次改革方案落地有哪些保障措施？
A:主要是三個方面：
一是廣泛開展政策宣傳解讀。多渠道開展政策宣貫培訓，幫助各類經營主體熟悉電力交易、結算和競價規(guī)則，提升新能源項目參與市場的能力。
二是加強組織落實。完善電力交易系統(tǒng)和網上國網、新能源云等平臺，進一步規(guī)范電力市場信息披露，做好合同簽訂、競價實施、電費結算等。
三是動態(tài)優(yōu)化完善。密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等情況，及時調整政策邊界，切實增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。
作者： 來源：鄂電價格 責任編輯：jianping
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