10月20日，湖南省發展和改革委員會發布關于印發《湖南省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展實施方案》（以下簡稱《方案》）的通知。

《方案》明確新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。

存量項目

（1）光伏扶貧項目扶貧容量對應的上網電量100%納入機制電量；分布式光伏項目、接入電壓等級35千伏的新能源項目上網電量的80%納入機制電量（不含光伏扶貧容量對應上網電量）。機制電價為0.45元/千瓦時。執行期限按照項目達到全生命周期合理利用小時數（風電36000小時、光伏22000小時）與項目投產滿20年較早者確定，到期后不再執行機制電價。

（2）接入電壓等級110千伏及以上的風電和集中式光伏項目：2021年1月1日-2025年5月31日平價上網的，實行過渡措施，上網電量的60%納入機制電量，機制電價為：風電項目0.37元/千瓦時、集中式光伏項目0.38元/千瓦時，執行期限為5年；2021年前并網的，繼續按現行相關政策執行。

增量項目

（1）電量規模。每年新增納入機制的電量規模，根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模適當增加。2025年新增納入機制的風電、光伏電量規模，分別按照當年風電、光伏預計新增上網電量的30%確定。為引導新能源企業充分競爭，降低全社會用能成本，設置申報充足率下限和單個項目申請納入機制的電量上限，2025年分別為125%、80%。2026年及以后上述參數在年度競價通知中明確。2025年度競價工作分兩個批次組織，2026年起競價工作原則上每年10月開展一次競價。

（2）機制電價。由已投產和競價周期內將投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成。分布式光伏項目可自主或委托分布式聚合商參與競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。2025年競價上限為0.38元/千瓦時，下限為0.26元/千瓦時。2026年及以后競價上限和下限在年度競價通知中明確。

（3）執行期限。按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，2025年競價的機制電量執行期限為10年。2026年及以后競價的機制電量執行期限在年度競價通知中明確。入選機制時已投產的項目，機制自競價周期的首月1日起執行；入選機制時未投產項目，機制自項目申報的投產日期的次月1日起執行。若入選項目未按期投產，實際投產前的機制電量自動失效，執行期限不順延。

詳情如下：

湖南省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展實施方案

為落實國家發展改革委、國家能源局《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展的通知》（發改價格〔2025〕136號）要求，平穩有序推進新能源上網電價市場化改革工作，結合湖南實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網電價全面由市場形成

全省新能源項目（集中式風電、分散式風電、集中式光伏、分布式光伏，下同）上網電量全部進入電力市場，通過市場交易形成上網電價。

新能源項目可報量報價參與市場交易，也可接受市場形成的價格。其中，分布式光伏項目可選擇直接參與或聚合參與市場交易，未作選擇的，默認作為價格接受者參與市場交易。

參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。

二、建立支持新能源高質量發展的制度機制

（一）建立新能源可持續發展價格結算機制

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，明確納入機制的新能源項目的電量規模、機制電價、執行期限等。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用。

（二）明確新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限

1.2025年6月1日以前全容量投產的新能源存量項目

（1）光伏扶貧項目扶貧容量對應的上網電量100%納入機制電量；分布式光伏項目、接入電壓等級35千伏的新能源項目上網電量的80%納入機制電量（不含光伏扶貧容量對應上網電量）。機制電價為0.45元/千瓦時。執行期限按照項目達到全生命周期合理利用小時數（風電36000小時、光伏22000小時）與項目投產滿20年較早者確定，到期后不再執行機制電價。

（2）接入電壓等級110千伏及以上的風電和集中式光伏項目：2021年1月1日-2025年5月31日平價上網的，實行過渡措施，上網電量的60%納入機制電量，機制電價為：風電項目0.37元/千瓦時、集中式光伏項目0.38元/千瓦時，執行期限為5年；2021年前并網的，繼續按現行相關政策執行。

2.2025年6月1日起全容量投產的新能源增量項目

（1）電量規模。每年新增納入機制的電量規模，根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模適當增加。2025年新增納入機制的風電、光伏電量規模，分別按照當年風電、光伏預計新增上網電量的30%確定。為引導新能源企業充分競爭，降低全社會用能成本，設置申報充足率下限和單個項目申請納入機制的電量上限，2025年分別為125%、80%。2026年及以后上述參數在年度競價通知中明確。2025年度競價工作分兩個批次組織，2026年起競價工作原則上每年10月開展一次競價。

（2）機制電價。由已投產和競價周期內將投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成。分布式光伏項目可自主或委托分布式聚合商參與競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。2025年競價上限為0.38元/千瓦時，下限為0.26元/千瓦時。2026 年及以后競價上限和下限在年度競價通知中明確。

（3）執行期限。按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，2025年競價的機制電量執行期限為10年。2026年及以后競價的機制電量執行期限在年度競價通知中明確。入選機制時已投產的項目，機制自競價周期的首月1日起執行；入選機制時未投產項目，機制自項目申報的投產日期的次月1日起執行。若入選項目未按期投產，實際投產前的機制電量自動失效，執行期限不順延。

3.新能源項目全容量和投產日期認定方式

集中式風電、集中式光伏投產容量以省能源局認定容量為準，投產日期以電力業務許可證明確的“機組投產日期”為準，單個項目分多次辦理電力業務許可證的，以最晚日期為準；分散式風電、分布式光伏投產容量和投產日期原則上以國網湖南省電力有限公司營銷2.0系統中項目的“并網容量”和“并網時間”為準。

4.年度納入機制的電量比例調整

單個新能源項目在確定的機制電量規模范圍內每年11月底以前可自主申報下一年度納入機制的電量比例，但不得高于上一年。未參與申報的，默認按上一年度比例執行。分布式光伏存量項目未與電網企業簽訂差價結算協議的，默認按政策規定的機制電量比例上限執行。

5.新能源可持續發展價格結算機制的退出規則

已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

（三）明確新能源可持續發展價格結算機制的結算方式

1.對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，現階段，機制電量不再開展其他形式的差價結算。差價結算費用為機制電價與市場交易均價的差額費用，該費用納入系統運行費用。系統運行費用增加“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目，由全體用戶分攤或分享。市場交易均價由交易中心按月提供。電力現貨市場連續試運行前，市場交易均價按照發電側月度中長期交易同類項目（風電、光伏）加權平均價格確定；電力現貨市場連續試運行后，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類項目（風電、光伏）加權平均價格確定。

2.電網企業按機制電量占上網電量的比例，每年將納入機制的電量分解至月度，按月做好機制電量差價電費結算、清算工作。新能源項目若當年已結算機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分及后續月不再執行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規模，缺額機制電量不進行跨年滾動。

三、健全適應新能源高質量發展的市場交易機制

（一）完善中長期市場交易和價格機制

適度放寬用戶側中長期簽約比例要求，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容。機制電量計入用戶側中長期簽約比例，相應調減用戶側簽約其他電量的比例要求；新能源中長期交易申報電量上限根據額定容量扣減機制電量對應容量后的上網能力確定。鼓勵新能源發電企業與用戶簽訂多年期購電協議。

（二）完善現貨市場交易和價格機制

按照國家要求及時完善現貨市場交易規則，新能源上網電量全部參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。綜合考慮電力供需、市場運行情況，適時調整現貨市場申報價格上下限，申報價格上限考慮我省工商業尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。

（三）完善綠電綠證交易和價格機制

綠電交易申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格，不單獨開展集中競價、滾動撮合交易。納入機制的電量受機制電價保障，相應電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。綠電交易電量的綠證收益按當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。

（四）完善輔助服務市場交易和價格機制

優化輔助服務價格機制，合理確定輔助服務價格上限。電力現貨市場連續運行后，符合《國家發展改革委關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）規定的調頻、備用輔助服務費用，原則上由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，參與省內電能量市場交易的新能源上網電量不再分攤。輔助服務價格上限、分攤方式及分擔比例等另行明確。

四、保障措施

（一）加強組織落實。省發展改革委加強統籌協調，做好政策宣傳解讀，及時回應社會關切，優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。省能源局積極推動新能源項目逐步適應市場競爭，做好新能源項目和容量認定等工作。湖南能源監管辦會同有關部門加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。國網湖南省電力有限公司做好合同簽訂、競價實施、電費結算等工作，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。

（二）強化政策協同。強化改革與代理購電協同，電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。強化改革與優化環境協同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得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。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

（三）做好跟蹤評估。各地要密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效。按照國家改革部署適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化，條件成熟時擇機退出。

本方案自2026年1月1日起實施，現行相關政策與本方案不一致的，以本方案為準。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。