中國儲能網訊：近日，河北、海南、遼寧、安徽四省份發(fā)布“136號正式文”，其中，河北省老項目配儲，新項目鼓勵租，海南省對2025年6月1日前已并網的新能源存量項目繼續(xù)執(zhí)行配儲政策，遼寧省給與網側儲能容量補償。
河北：老項目配儲，新項目鼓勵租賃，存量最高0.3644元-0.372元/千瓦時
近日，河北省發(fā)展和改革委員會印發(fā)《河北南網深化新能源上網電價市場化改革實施方案》《冀北電網深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知。
正式文件表示，不得向新能源不合理分攤費用。取消新能源強制配置儲能要求，2025年2月9日前批復的新能源項目全生命周期配建（租賃）儲能；2025年2月9日后批復的項目不再要求強制配置儲能，鼓勵通過租賃獨立儲能容量等方式配置調節(jié)資源，提升新能源調節(jié)性能。
對于存量項目電量規(guī)模，文件表示，分類確定新能源項目參與機制電量占上網電量的比例上限：集中式風電70%、集中式光伏40%（其中扶貧部分100%）、10kV及以上并網的工商業(yè)分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式風電100%。
河北南網機制電價按河北南網現行燃煤發(fā)電基準價0.3644元/千瓦時執(zhí)行。冀北電網機制電價按冀北電網現行燃煤發(fā)電基準價0.372元/千瓦時執(zhí)行。
對于執(zhí)行期限，文件表示新能源發(fā)電項目達到全生命周期合理利用小時數（具體到月）或投產運行滿20年（具體到月）較早者的次月起退出差價結算機制。
增量項目采取競價方式，省發(fā)展改革委結合省內年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力，每年研究確定新增納入機制的年度電量總規(guī)模及風電、光伏等類別競價規(guī)模和機制電價。
關于執(zhí)行期限，文件稱根據各類新能源投資回收期確定，風電、光伏執(zhí)行期限暫定為10年、12年，后續(xù)根據市場運行實際情況調整。海上風電、海上光伏單獨組織競價，確定納入機制的電量規(guī)模和機制電價，執(zhí)行期限暫定為14年。
海南：存量配儲，電量80-90%；增量0.2-0.4298元/kWh
9月26日，海南省發(fā)改委發(fā)布《海南省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》。
針對新能源配儲，方案指出：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，對2025年6月1日前已并網的新能源存量項目，繼續(xù)執(zhí)行我省配置儲能政策。
對于存量項目的機制電價，文件稱競配式并網項目執(zhí)行原競配價格，其余項目均按我省煤電基準價0.4298元/kWh執(zhí)行。
對于存量項目的機制電量，文件稱，2023年以前投產的項目，其全部上網電量納入機制電量；2023年投產的項目，機制電量比例取90%；2024年投產的項目，機制電量比例取85%；2025年1月1日至2025年5月31日投產的項目，機制電量比例取80%。
執(zhí)行期限按照20年減去截至2025年12月31日項目已投產運行時間確定。
增量項目機制電價競價最高不高于0.4298元/kWh；初期可按照最先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定競價下限，后續(xù)視情況取消。
首年競價上下限，海上風電項目競價下限0.35元/kWh；上限0.4298元/kWh；陸上風電及光伏項目下限0.20元/kWh；上限0.3998元/kWh
現貨市場價格申報、出清價格下限-0.057元/kWh；申報價格上限0.84元/KWh；出清價格上限1.26元/kWh。
對于存量項目競價電量，文件表示，首次競價電量總規(guī)模與2025年新能源非市場化比例適當銜接。海上風電按預計年上網總電量的80%確定。陸上風電和光伏按預計年上網總電量的75%確定。
執(zhí)行期限為，2025年首年，海上風電項目為14年，陸上風電項目和光伏項目為12年。
遼寧：給與網側儲能容量補償，增量風光分別競價
9月26日，遼寧省發(fā)展和改革委員會正式印發(fā)《遼寧省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》《遼寧省新能源增量項目競價方案》。
《實施方案》指出：完善發(fā)電側容量補償機制，建立容量市場，實現容量市場參與主體的多元化?，F階段，采用固定容量電價補償方式，對煤電、電網側新型儲能等提供的系統容量按貢獻予以補償。
文件規(guī)定，存量項目機制電價為0.3749元/kWh，增量項目競價確定機制電量、機制電價，電量規(guī)模動態(tài)調整，2025年競價時納入機制的電量規(guī)模與2025年新能源非市場化比例妥善銜接。
初期，可按發(fā)電類型分為海上風電項目、陸上風電項目和光伏項目三類組織競價，2025年首次組織競價暫按風電和光伏項目兩類；2025年競價時納入機制的電量總規(guī)模占增量項目上網電量的比例為55%；2025年競價時暫按不高于其年度全部上網電量80%進行申報，競價上限最高不高于遼寧省現行燃煤基準價（0.3749元/kWh），申報充足率下限為120%；2025年競價執(zhí)行期限為12年，后續(xù)根據項目成本變化等情況適時調整。
現階段，現貨市場申報價格、出清價格的下限均為-0.1元/kWh，申報價格、出清價格上限分別為1.1元/kWh、1.5元/kWh。
安徽：存量分散式風電、分布式光伏機制電量100%
9月25日，安徽省發(fā)展改革委安徽省能源局關于印發(fā)《安徽省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展實施方案》的通知發(fā)布。
安徽“136”號文的征求意見稿發(fā)布于8月29日，正式文件與征求意見稿相比，對在存量項目的電量規(guī)模、風光項目競價的組織方式等內容進行了調整。
存量項目機制電價按安徽省燃煤發(fā)電基準價（0.3844元/千瓦時）執(zhí)行，分散式風電、分布式光伏項目年機制電量比例為100%。
執(zhí)行期限按自投產之日起滿20年與剩余全生命周期合理利用小時數（風電36000小時、光伏22000小時）較早者確定。國家確定的光伏領跑者基地項目和2019、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數按相關規(guī)定執(zhí)行。
存量項目機制電價和電量規(guī)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。
根據新能源發(fā)展情況,分光伏和風電兩類或不分類組織競價，對應設置競價規(guī)模。2025年6月1日前尚未投產，但已通過競爭性配置（含配儲的6MW以下地面光伏電站）等方式納入年度開發(fā)建設方案的新能源項目，可單獨組織競價，由企業(yè)自愿參與。通過單獨競價納入機制的項目，其相應儲能容量不再獲得容量補償收益。
