储能与电力市场获悉，10月11日，河南省发改委发布关于公开征求《河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告，并随公告发布《河南省新能源增量项目机制电价竞价细则（征求意见稿）》（以下分别简称《实施方案》《竞价细则》）。
《实施方案》指出，将适时建立可靠容量补偿机制，对河南省内各类发电资源为电力系统提供的可靠容量进行补偿，补偿范围、标准及方式根据我省实际另行研究确定。
《实施方案》《竞价细则》中，关于存量项目、增量项目的机制电量、机制电价等关键信息如下。
存量项目
机制电量80%-100%，机制电价采用燃煤基准价0.3779元/kWh。
10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目于2025年6月1日后变更接入电压等级至380伏及以下的，仍按照10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目认定。
增量项目
增量项目可自愿通过参与竞价获取机制电量、机制电价。竞价原则上区分风电、光伏发电两类项目开展。当参与竞价的电量规模较少或竞价申报主体较集中无法形成有效竞争时，可合并开展。
机制电量：省发展改革委统筹考虑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经济承受能力等因素确定竞价机制电量总规模。
单个项目参与竞价的机制电量原则上低于其全部上网电量。具体计算如下：
单个项目申报机制电量≤项目并网容量×年利用小时数×（1－厂用电率）×单个项目申报机制电量比例上限
年利用小时数、厂用电率分别按近三年同类项目（风电、光伏发电，下同）年均值确定。其中，分布式光伏项目厂用电率为0。
单个项目机制电量比例=项目入选机制电量÷[项目并网容量×年利用小时数×（1－厂用电率）]。
设置申报充足率，申报充足率≤Σ项目申报机制电量÷竞价机制电量总规模。
申报价格：上限原则上不高于河南省现行燃煤发电基准价（0.3779元/kWh），下限初期为避免无序竞争可考虑先进电站造价水平折算的度电成本等设定竞价下限，后续视情况取消。
另外，户用分布式光伏可直接参与竞价，也可委托符合条件的代理机构参与竞价。对代理机构每次竞价时代理项目的数量不作限制，但项目总容量原则上不超过10万千瓦。
源网荷储一体化、绿电直连、增量配电网等新能源就近消纳项目中的新能源项目，以及2025年6月1日（含）以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围。
按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊或分享，其中，市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。
新能源项目自愿参与中长期市场交易。
新能源项目全部并网容量参与实时市场，自愿参与日前市场，但必须参与可靠性机组组合。
现货市场，申报价格上限1.2元kWh，下限0元/kWh。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议。
完善与新能源全电量入市相适应的发电厂并网运行管理实施细则，加大对新能源场站功率预测准确率等指标考核力度。
容量补偿等保障机制
建立发电侧容量补偿机制。按照国家统筹部署并结合我省电力市场运行情况，适时建立可靠容量补偿机制，对省内各类发电资源为电力系统提供的可靠容量进行补偿，补偿范围、标准及方式根据我省实际另行研究确定。
健全发电机组成本调查机制。为合理形成机制电价、优化调整发电机组成本补偿方式及标准提供支撑。
建立电价监测评估机制。对市场异常波动进行分析，研究处置方案，确保新能源上网电价市场化改革平稳有序推进。
健全零售价格传导机制。
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责任编辑：储能与电力市场
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