8月19日，湖北省发展和改革委员会、湖北省能源局印发《湖北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》（以下简称《实施方案》），深入落实国家“136号文”精神，精准平衡“市场”与“保障”关系，深化新能源上网电价市场化改革，促进新能源行业高质量发展。

政策背景：既是响应国家政策也是湖北省新能源高质量发展的内在需求

截至2025年7月底，湖北省光伏装机达到4312.68万千瓦，占总装机32.45%，已超越火电成为全省第一大电源，风电装机1041.94万千瓦。新能源总装机突破5300万千瓦，占总装机比重超40%，成为全省绝“主力电源”。

作为全国电力市场改革的先行省份，湖北省已构建起“中长期+现货+辅助服务+零售市场+绿电绿证”五位一体、“省内+省间”协同运行的电力市场体系。2025年，湖北省集中式新能源已全面入市，仅分布式项目执行保障性收购政策。此次《实施方案》的发布既是响应“136号文”的湖北实践，也是深化湖北省新能源高质量发展的内在需求。

总体考虑：统筹“有效市场”和“有为政府”，促进新能源可持续高质量发展

《实施方案》的核心考量为如何平衡好“市场竞争”与“政策保障”的关系。一方面，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，引导资源向高效能项目集中。另一方面，强化政府保障作用，建立新能源可持续发展价格结算机制，稳定项目基本收益，避免市场剧烈波动对行业造成的冲击。统筹“有效市场”和“有为政府”，构建科学合理的价格机制和动态平衡的治理体系。

政策核心要点

（一）存量项目“应纳尽纳”，充分回应企业关切

存量项目怎么认定，是发电企业普遍关心的问题。国家发展和改革委员会“136号文”提出2025年6月1日以前投产的项目为存量项目，但并未给出具体认定标准。湖北省创新采用“电力业务许可证注明最晚投产时间”作为核心依据，充分考虑了项目建设周期长、许可证办理滞后等现实问题，维护了企业正当权益。这一“应纳尽纳”的认定原则，既坚守国家政策底线，又充分体现地方治理温度，营造了行业良好发展环境。

（二）“中长期合约+机制电量”双重保障，稳定存量项目收益

机制电量比例设定，既关系到发电企业收益，也关系到终端用电成本。湖北省通过精准测算，设计了“中长期合约+机制电量”双重保障机制，为发用两端找到了利益平衡点。对于存量集中式项目，《实施方案》规定机制电量比例为上网电量12.5％，机制电价执行0.4161元/千瓦时。对于存量集中式光伏项目，近70%电量可通过中长期合约锁定基础收益，12.5%电量享受机制电价保障，技术达标奖励电量10%，综合保障超过90%。对于存量集中式风电项目，近35%中长期合约，加上机制电量及技术达标奖励电量，综合保障比例超过50%。对于分布式项目，因其暂未参与中长期市场，直接设置机制电量比例为80%。如此设计保障了存量项目基本延续历史价格水平，避免“全面入市”引发的市场震荡，为企业吃下了定心丸。

（三）营造市场化公平竞争环境，促进增量项目高质量发展

对于增量项目，通过市场化竞价方式确定机制电量和电价。综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户电价承受能力等因素确定竞价上限；考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，保证公平竞争的市场环境。市场化竞价方式通过价格信号筛选先进高效新能源发电项目，避免机制电价过高造成新能源项目无序发展、机制电价过低无法保障项目合理收益。形成“优质优价”的竞争格局，稳定新能源行业向好发展态势。

（四）打破市场壁垒，充分激发分布式发展活力

近年来湖北省分布式光伏装机规模增长迅猛，截至2025年7月底，全省累计并网分布式光伏41.8万户，装机容量突破1476万千瓦。对于庞大的分布式入市需求，《实施方案》提出采用“聚合竞价”机制，打破了小规模项目单独参与市场的壁垒。通过鼓励分布式项目以聚合形式参与增量项目机制电量竞价，有效推动聚合商、运营商等新兴主体培育，既解决了分布式项目“规模小、议价弱”的痛点，又催生了新能源服务的新商业模式。

（五）设计奖惩分明双向机制，促进分布式光伏提质增效

《实施方案》规定，对连续两个自然年自发自用率都高于全省分布式平均自发自用率水平10个百分点以上的分布式项目，机制电价执行期限可延长1至2年。而10千伏及以上的分布式新能源项目未完成自动发电控制功能（AGC）调度闭环控制的，以及10千伏以下的分布式新能源项目未通过用电信息采集系统“可观、可测、可调、可控”认定的，当月结算机制电量比例在现行基础上扣减10个百分点。通过建立奖惩分明的双向机制，倒逼新能源企业加强高精度监测和智能控制等技术投入，引导分布式电源侧和负荷侧做好“源荷匹配”，促使新能源主动融入电力系统调节。

附表：《实施方案》政策要点一览表