储能与电力市场获悉，8月21日，黑龙江省发展改革委发布关于公开征求《黑龙江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（征求意见稿）》意见的公告。
方案表示，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，鼓励配建储能转为独立储能。
推动新能源上网电量参与市场交易。集中式风电、集中式光伏、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电项目，上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
新能源项目可报量报价参与市场交易，也可以接受市场形成的价格，支持分布式光伏直接或通过聚合方式参与市场交易。根据电力市场建设情况，逐步放开生物质等各类电源进入市场参与交易。
增量项目：2025年6月1日（含）后投产的新能源项目（不含外送配套电源）。
机制电价：通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。分为风电、太阳能发电两类组织竞价，如单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时，不再分类组织，统一合并竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，不得高于煤电基准价，竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定。
执行期限：考虑回收初始投资暂定为12年。未竞价成功的项目可在以后年度继续参加机制电价竞价。增量项目竞价工作由省发展改革委委托省电力公司按照本方案要求在全省范围内统一组织开展，竞价细则、竞价公告等竞价相关内容经省发展改革委批准后实施。
机制电量按比例分解至月度，机制电量比例=（机制电量÷该项目预计年上网电量）×100%，每月机制电量=机制电量比例×每月实际上网电量。已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不进行跨年滚动。
机制电量暂不参与中长期交易，不参与绿电交易、不重复获得绿证收益，绿电交易电量的绿证收益按照当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。
方案表示，适当优化现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑黑龙江省工商业用户尖峰电价水平及电力市场供需等因素确定，限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益（新能源财政补贴、绿色环境价值等）确定。
在调频辅助服务市场基础上，根据市场备用需求紧张程度，适时建立备用辅助服务市场。调频、备用等辅助服务费用，原则上由省内工商业用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量按比例共同分担，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。
新能源项目参与电力市场交易后，在市场外同步建立差价结算机制，对纳入机制的电量（机制电量），市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平（机制电价）部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用。初期,机制电量不再开展其他形式的差价结算。
原文如下：
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）要求，结合黑龙江省实际，省发展改革委牵头起草了《黑龙江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（征求意见稿）》，现面向社会公开征求意见。
此次公开征求意见的起止时间为2025年8月21日至2025年8月30日。请将相关意见建议反馈至电子邮箱：fgwspjgc@163.com。
感谢您的参与与支持。
黑龙江省发展和改革委员会
2025年8月21日
会议通知
2025年8月27日-28日，第二届电力行业新型储能发展大会将在河北石家庄召开。
会议将聚焦源、网侧大型储能在电力市场改革推进的背景下的应用模式及前景，以期在市场变革期，为行业从业者提供具有操作性的建议，为政策制定方提供反映市场一线信息的参考。
(会议详情可查看文末海报，扫描二维码报名参会)
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