存量電價資訊－存量電價動態(tài)
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黑龍江“136號文”正式印發(fā)！存量電價0.374元/度，增量每年10月競價
9月15日，黑龍江發(fā)改委發(fā)布關于印發(fā)《黑龍江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。文件指出，區(qū)分存量項目和增量項目確定納入機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行 …
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黑龍江“136號文”正式印發(fā)！存量電價0.374元/度，增量每年10月競價
黑龍江發(fā)改委發(fā)布新能源電價改革方案，區(qū)分存量與增量項目。存量項目電量規(guī)模不超保障性收購上限，電價維持現(xiàn)行0.374元/kWh標準，執(zhí)行期限按剩余全生命周期或投產滿20年較早者確定。增量項目首年電量與現(xiàn)有非市場化比例銜接，后續(xù)根據消納權重及用戶承受力調整，電價通過年度競價形成，上限不超煤電基準價，執(zhí)行期限暫定12年。未競價成功項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。 …
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黑龍江“136號文”正式出臺！存量電價0.374元/kWh，鼓勵配儲！
黑龍江省發(fā)布新能源電價市場化改革方案，明確存量項目電價0.374元/kWh，執(zhí)行期限按剩余壽命或20年較早者確定；增量項目電價通過年度競價確定，執(zhí)行期暫定12年。方案規(guī)定未上網電量不納入利用率考核，禁止不合理費用分攤及強制配置儲能，鼓勵獨立儲能發(fā)展。存量電量規(guī)模上限不超保障性收購電量，增量首年機制電量與非市場化比例銜接，后續(xù)根據消納權重及用戶承受力調整。未競價成功項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。 …
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黑龍江“136號文”正式印發(fā)！存量電價0.374元/度，增量每年10月競價
黑龍江發(fā)改委發(fā)布新能源電價改革方案，區(qū)分存量與增量項目。存量項目電量規(guī)模不超保障性收購上限，電價維持現(xiàn)行0.374元/kWh標準，執(zhí)行期限按剩余全生命周期或投產滿20年較早者確定。增量項目首年電量與現(xiàn)有非市場化比例銜接，后續(xù)根據消納權重及用戶承受力調整，電價通過年度競價形成，上限不超煤電基準價，執(zhí)行期限暫定12年。未競價成功項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。 …
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吉林136號文實施細則：存量電價0.3731元/度，增量比例40%（征求意見）
光伏頭條獲悉，9月11日，吉林發(fā)改委印發(fā)關于對《吉林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（征求意見稿）》公開征求意見的公告。文件明確，存量/增量項目的機制電價、 …
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吉林“136號文”征求意見：存量電價0.3731元/kWh，增量機制電量首年40%
吉林發(fā)布新能源電價改革方案，存量項目（2025年5月31日前并網）機制電價373.1元/兆瓦時，執(zhí)行期限至項目剩余全生命周期合理利用小時數或投產滿20年較早者；增量項目（2025年6月1日后投產）首年機制電量比例40%，電價市場化競價確定，執(zhí)行期12年。方案推動新能源全面參與電力市場，建立差價結算機制，公開征求意見至9月18日。 …
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吉林136號文實施細則：存量電價0.3731元/度，增量比例40%（征求意見）
光伏頭條獲悉，9月11日，吉林省發(fā)展改革委印發(fā)關于對《吉林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（征求 …
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吉林136號文實施細則：存量電價0.3731元/度，增量比例40%（征求意見）
光伏頭條獲悉，9月11日，吉林發(fā)改委印發(fā)關于對《吉林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（征求意見稿）》公開征求意見的公告。文件明確，存量/增量項目的機制電價、 …
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河北“136號文”出臺！存量電價0.3644元/千瓦時！
9月10日，河北省發(fā)展改革委發(fā)布關于公開征求《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》《河北省深化新能源上網電價市場化改革增量新 …
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河北“136號”：存量電價0.3644、0.372元/kWh！增量風電、光伏執(zhí)行10年、12年，海上風、光單獨競價！（征求意見）
9月10日，河北省發(fā)展改革委發(fā)布關于公開征求《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》《河北省深化新能源上網電價市場化改革增量新 …
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河北“136號”：存量電價0.3644、0.372元/kWh！增量風電、光伏執(zhí)行10年、12年，海上風、光單獨競價?。ㄕ髑笠庖姡?/a>
河北省發(fā)改委發(fā)布新能源上網電價市場化改革方案，明確河北南網與冀北電網存量及增量項目實施細則。存量項目按類型設定機制電量上限（集中式風電70%、光伏40%-80%），執(zhí)行燃煤發(fā)電基準價（南網0.3644元/度，冀北0.372元/度），執(zhí)行期最長20年。增量項目通過年度競價確定規(guī)模和電價，風電/光伏執(zhí)行期10-12年，海上項目14年。競價采用邊際出清方式，申報規(guī)模與利用小時數、廠用電率掛鉤，機制電價上限不超燃煤基準價。取消新能源強制配儲要求，2025年后項目通過租賃儲能調節(jié)資源。競價需提交履約保函，分布式項目 …
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青?！?36號文”：存量電價0.2277-0.3127元/kWh，平價項目執(zhí)行12年（征求意見）
9月8日，青海省發(fā)展和改革委員會就《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》公開征求意見，并隨公告發(fā)布4份細則文件：青海省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制細則、青海省新能源存量項目機 …
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青?！?36號文“出臺！存量電價0.2277元/度，平價項目12年期限！
9月8日，青海省發(fā)展和改革委員會就《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》公開征求意見，并隨公告發(fā)布4份細則文件：青海省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制細則、青海省新能源存量項目機 …
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青?！?36號文“出臺！存量電價0.2277元/度，平價項目12年期限！
青海省發(fā)改委發(fā)布《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》及四個細則，明確新能源項目電價市場化改革。存量項目按類型確定機制電量，扶貧等項目按0.2277元/千瓦時執(zhí)行，金太陽項目按0.3127元/千瓦時。增量項目通過競價確定電量規(guī)模，2025年競價不遲于11月底，2026年起每年10月底前完成。建立統(tǒng)一容量補償機制，涵蓋新型儲能、抽水蓄能等電源類型。禁止向新能源項目不合理分攤費用，不得將配置儲能作為核準前置條件。執(zhí)行期限按項目類型設定，平價項目最長12年，到期后機制電量規(guī)模自動移出。征求意見截止至9月 …
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青?！?36號文”：存量電價0.2277-0.3127元/kWh，平價項目執(zhí)行12年（征求意見）
光伏頭條獲悉，9月8日，青海省發(fā)展和改革委員會就《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》公開征求意見，并隨公告發(fā)布4 …
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存量電價0.3598元/度，增量執(zhí)行期限12年！北京136號實施細則征求意見
9月5日，北京發(fā)改委發(fā)布關于對《北京市深化新能源上網電價市場化改革工作實施方案(征求意見稿)》公開征求意見的公告。該文件明確 …
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北京136號實施細則：存量電價0.3598元/度，增量執(zhí)行期限12年（征求意見稿）
北京市發(fā)改委發(fā)布《北京市深化新能源上網電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》，明確存量項目按煤電基準價0.3598元/千瓦時執(zhí)行，集中式項目執(zhí)行期最長20年或全生命周期利用小時數（光伏26000小時、陸上風電36000小時），分布式項目執(zhí)行期20年。增量項目通過競價確定電價，年度機制電量規(guī)模由消納權重和用戶承受力核定，執(zhí)行期原則上不超12年，延期超6個月取消資格且三年內禁入。單個項目申報電量上限與年利用小時數（光伏1450、風電2000）及裝機容量相關，競價上限不超煤電基準價。意見征集截至2025年1 …
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存量電價0.3598元/度，增量執(zhí)行期限12年！北京136號實施細則征求意見
9月5日，北京發(fā)改委發(fā)布關于對《北京市深化新能源上網電價市場化改革工作實施方案(征求意見稿)》公開征求意見的公告。該文件明確 …
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四川“136號文”出臺！存量電價0.4012元/kWh！期限12年！
四川省發(fā)改委發(fā)布新能源電價市場化改革方案（征求意見稿），存量項目機制電量上限按風電400小時、光伏300小時確定，電價0.4012元/千瓦時，執(zhí)行至生命周期結束或投產滿20年；增量項目通過競價確定電量和電價，2025年、2026年競價上限分別為0.4012元/千瓦時、0.2元/千瓦時，執(zhí)行期12年。延期投產超6個月則競價結果作廢且3年內不得參與。政策明確不得增加非技術性成本，強化市場銜接與儲能協(xié)同，保障改革平穩(wěn)推進。 …
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禁止強制配儲！北京“136號文”出臺！存量電價0.3598元/千瓦時！
北京市發(fā)改委發(fā)布《北京市深化新能源上網電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》，明確存量新能源項目（2025年6月1日前并網）年度上網電量全部納入機制，按煤電基準價0.3598元/千瓦時執(zhí)行，集中式項目執(zhí)行期至投產滿20年或達全生命周期利用小時數（光伏26000小時、風電36000小時），分布式項目執(zhí)行期20年。增量項目（2025年6月1日后投產）通過競價確定電價，上限不超煤電基準價，執(zhí)行期原則上不超12年。取消強制配儲政策，2025年2月5日后新建項目不得將配儲作為核準前置條件。方案建立差價結算機制， …
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