中國儲能網(wǎng)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(wǎng)的新能源存量項目繼續(xù)執(zhí)行配儲政策，遼寧省給與網(wǎng)側(cè)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(wǎng)深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》《冀北電網(wǎng)深化新能源上網(wǎng)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(diào)節(jié)資源，提升新能源調(diào)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)機制電價按河北南網(wǎng)現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價0.3644元/千瓦時執(zhí)行。冀北電網(wǎng)機制電價按冀北電網(wǎng)現(xiàn)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(shù)（具體到月）或投產(chǎn)運行滿20年（具體到月）較早者的次月起退出差價結(jié)算機制。
增量項目采取競價方式，省發(fā)展改革委結(jié)合省內(nèi)年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)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(guān)于執(zhí)行期限，文件稱根據(jù)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(jù)市場運行實際情況調(diào)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(wǎng)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(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件，對2025年6月1日前已并網(wǎng)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(wǎng)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(chǎn)的項目，其全部上網(wǎng)電量納入機制電量；2023年投產(chǎn)的項目，機制電量比例取90%；2024年投產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(xiàn)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(wǎng)總電量的80%確定。陸上風電和光伏按預計年上網(wǎng)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(wǎng)側(cè)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(wǎng)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(cè)容量補償機制，建立容量市場，實現(xiàn)容量市場參與主體的多元化?，F(xiàn)階段，采用固定容量電價補償方式，對煤電、電網(wǎng)側(cè)新型儲能等提供的系統(tǒng)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(diào)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(wǎng)電量的比例為55%；2025年競價時暫按不高于其年度全部上網(wǎng)電量80%進行申報，競價上限最高不高于遼寧省現(xiàn)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(jù)項目成本變化等情況適時調(diào)整。
現(xiàn)階段，現(xiàn)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(guān)于印發(fā)《安徽省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)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(nèi)容進行了調(diào)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(chǎn)之日起滿20年與剩余全生命周期合理利用小時數(shù)（風電36000小時、光伏22000小時）較早者確定。國家確定的光伏領(lǐng)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(shù)按相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
存量項目機制電價和電量規(guī)模根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。
根據(jù)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(shè)置競價規(guī)模。2025年6月1日前尚未投產(chǎn)，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(shè)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。
