四省“136号正式文”：河北海南老、存项目配储，辽宁容量补偿网侧储能

宁德储能网：近日，河北、海南、辽宁、安徽四省份发布“136号正式文”，其中，河北省老项目配储，新项目鼓励租，海南省对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目继续执行配储政策，辽宁省给与网侧储能容量补偿。

河北：老项目配储，新项目鼓励租赁，存量最高0.3644元-0.372元/千瓦时

近日，河北省发展和改革委员会印发《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。

正式文件表示，不得向新能源不合理分摊费用。取消新能源强制配置储能要求，2025年2月9日前批复的新能源项目全生命周期配建（租赁）储能；2025年2月9日后批复的项目不再要求强制配置储能，鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源，提升新能源调节性能。

对于存量项目电量规模，文件表示，分类确定新能源项目参与机制电量占上网电量的比例上限：集中式风电70%、集中式光伏40%（其中扶贫部分100%）、10kV及以上并网的工商业分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式风电100%。

河北南网机制电价按河北南网现行燃煤发电基准价0.3644元/千瓦时执行。冀北电网机制电价按冀北电网现行燃煤发电基准价0.372元/千瓦时执行。

对于执行期限，文件表示新能源发电项目达到全生命周期合理利用小时数（具体到月）或投产运行满20年（具体到月）较早者的次月起退出差价结算机制。

增量项目采取竞价方式，省发展改革委结合省内年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力，每年研究确定新增纳入机制的年度电量总规模及风电、光伏等类别竞价规模和机制电价。

关于执行期限，文件称根据各类新能源投资回收期确定，风电、光伏执行期限暂定为10年、12年，后续根据市场运行实际情况调整。海上风电、海上光伏单独组织竞价，确定纳入机制的电量规模和机制电价，执行期限暂定为14年。

海南：存量配储，电量80-90%；增量0.2-0.4298元/kWh

9月26日，海南省发改委发布《海南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》。

针对新能源配储，方案指出：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，对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目，继续执行我省配置储能政策。

对于存量项目的机制电价，文件称竞配式并网项目执行原竞配价格，其余项目均按我省煤电基准价0.4298元/kWh执行。

对于存量项目的机制电量，文件称，2023年以前投产的项目，其全部上网电量纳入机制电量；2023年投产的项目，机制电量比例取90%；2024年投产的项目，机制电量比例取85%；2025年1月1日至2025年5月31日投产的项目，机制电量比例取80%。

执行期限按照20年减去截至2025年12月31日项目已投产运行时间确定。

增量项目机制电价竞价最高不高于0.4298元/kWh；初期可按照最先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）确定竞价下限，后续视情况取消。

首年竞价上下限，海上风电项目竞价下限0.35元/kWh；上限0.4298元/kWh；陆上风电及光伏项目下限0.20元/kWh；上限0.3998元/kWh

现货市场价格申报、出清价格下限-0.057元/kWh；申报价格上限0.84元/KWh；出清价格上限1.26元/kWh。

对于存量项目竞价电量，文件表示，首次竞价电量总规模与2025年新能源非市场化比例适当衔接。海上风电按预计年上网总电量的80%确定。陆上风电和光伏按预计年上网总电量的75%确定。

执行期限为，2025年首年，海上风电项目为14年，陆上风电项目和光伏项目为12年。

辽宁：给与网侧储能容量补偿，增量风光分别竞价

9月26日，辽宁省发展和改革委员会正式印发《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《辽宁省新能源增量项目竞价方案》。

《实施方案》指出：完善发电侧容量补偿机制，建立容量市场，实现容量市场参与主体的多元化。现阶段，采用固定容量电价补偿方式，对煤电、电网侧新型储能等提供的系统容量按贡献予以补偿。

文件规定，存量项目机制电价为0.3749元/kWh，增量项目竞价确定机制电量、机制电价，电量规模动态调整，2025年竞价时纳入机制的电量规模与2025年新能源非市场化比例妥善衔接。

初期，可按发电类型分为海上风电项目、陆上风电项目和光伏项目三类组织竞价，2025年首次组织竞价暂按风电和光伏项目两类；2025年竞价时纳入机制的电量总规模占增量项目上网电量的比例为55%；2025年竞价时暂按不高于其年度全部上网电量80%进行申报，竞价上限最高不高于辽宁省现行燃煤基准价（0.3749元/kWh），申报充足率下限为120%；2025年竞价执行期限为12年，后续根据项目成本变化等情况适时调整。

现阶段，现货市场申报价格、出清价格的下限均为-0.1元/kWh，申报价格、出清价格上限分别为1.1元/kWh、1.5元/kWh。

安徽：存量分散式风电、分布式光伏机制电量100%

9月25日，安徽省发展改革委安徽省能源局关于印发《安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》的通知发布。

安徽“136”号文的征求意见稿发布于8月29日，正式文件与征求意见稿相比，对在存量项目的电量规模、风光项目竞价的组织方式等内容进行了调整。

存量项目机制电价按安徽省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行，分散式风电、分布式光伏项目年机制电量比例为100%。

执行期限按自投产之日起满20年与剩余全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）较早者确定。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数按相关规定执行。

存量项目机制电价和电量规模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，以及用户承受能力等因素确定。

根据新能源发展情况,分光伏和风电两类或不分类组织竞价，对应设置竞价规模。2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目，可单独组织竞价，由企业自愿参与。通过单独竞价纳入机制的项目，其相应储能容量不再获得容量补偿收益。

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