近日，湖南发改委一份标注《湖南省深化新能源上网电价市场化改革实施细则（暂行）》的讨论稿在网上流传，引起了业内关注。

文件明确，从2025年6月1日起，湖南的集中式光伏、风电、分布式光伏等所有风电、太阳能发电项目，只要并网发电，全部电量必须进电力市场交易，上网电价由市场竞价、交易决定，不再延续过去的固定补贴模式。

需要注意的是，这份被称为“136号文暂行承接方案”的文件虽然仅供参考，但从中也透露出了许多颠覆性措施。

一、增量项目

主体范围

2025年6月1日后全容量并网的增量项目。

机制电价

风电、光伏分开组织竞价。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；下限按照最先进电站造价水平折算度电成本确定，执行期限为10年。

2025年竞价上限为0.38元/千瓦时，下限为0.26元/千瓦时，2026年及以后竞价上限和下限根据湖南省实际再具体明确。

竞争方式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。如多个项目按出清价格申报，则按申报电量占比分配剩余竞价电量。

参与2025年增量机制电量竞价范围为2025年6月1日至12月31日全容量投产的新能源项目；参与2026年及以后每年增量机制电量竞价范围为已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目。

——竞价采用 “低价优先”原则，而0.26元的价格已接近甚至低于许多项目的盈亏平衡点。该规定在引发惨烈的价格竞争之余，也对项目开发商的成本控制、融资条件、收益率预期提出了前所未有的严峻考验。

机制电量规模

2025年新增项目纳入机制电量的比例按2025年参与竞价的风电、光伏项目年上网电量的20%确定，2026年及以后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及用户承受能力等因素动态调整。另外，单体项目最高申报比例不得超过全部上网电量的80%。

具体测算原则为：新增纳入机制的电量规模=竞价项目总装机×同类型电源平均发电利用小时数×（1－同类型电源平均厂用电率）×纳入机制的电量比例。

分布式项目申报电量规模为：单个项目竞价申报电量规模上限=竞价项目装机×同类型电源平均发电利用小时数×（1－同类型电源平均厂用电率－政府明确的自发自用比例下限）×申报电量比例。

对于通过竞价获得机制电量的增量新能源项目，根据其竞得机制电量和发电装机，测算机制电量占上网电量的比例，并根据我省供需关系进行月度分解，其中1、7、8、12月保供紧张月份，按照其竞得机制电量比例的1.2倍执行；3-6月消纳困难月份，按照其竞得机制电量比例的0.8倍执行；2月、9-11月按照其竞得机制电量比例执行。全年结算机制电量不超过其竞得的机制电量。

——文件突破性地提出了新能源可持续发展价格结算机制的机制电量分解原则，按电力供需关系进行月度分解，通过电价机制引导项目在系统最需要时多发，在消纳困难时少发，相当于用经济手段替代行政调度。

执行期限

按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，为10年，起始时间按项目申报的全容量投产时间确定，入选时已全容量投产的项目按入选时间确定。如未按期投产，实际投产日期前覆盖电量自动失效。

已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

户用光伏无需履约保函，其余项目按投产逾期时间每日扣除履保金的0.5%作为违约金，逾期6个月以上当期竞价资格作废，3年内不得参与。

——10年执行期限为投资者提供了一个明确的、长期的政策环境预期，但也意味着要在较长时间内与市场化定价机制共存。同时，严格的履约担保，也迫使企业必须精确把控竞价项目的实时进度。

二、存量项目

主体范围

2025年6月1日前全容量并网的存量项目。

——文件虽然明确标注为“暂行”且属“初稿”，存在后续调整可能，但考虑到目前2025年6月1日这一关键时间节点已经过去，鉴于存量项目认定窗口期有限，存量项目业主最好尽快完成申报。

机制电价

纳入机制电量的机制电价为0.45元/千瓦时。

——该价格与湖南省现行煤电基准价持平，显著高于当前电力市场交易均价。

机制电量规模

扶贫项目电量全额纳入机制电量。

普通分布式光伏项目、接入电压等级35kV及以下风电和集中式光伏项目纳入机制电量的规模按照其上网电量的80%确定。

执行期限

执行期限为项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定。

——执行期限按“双轨制”取短原则确定。

绿证绿电

全面推广多年期绿电交易（PPA）机制。健全多年期绿电合同签订机制，引导新能源企业根据机制外电量发电能力，与用户签订多年期绿电交易合同，明确在非现货及现货市场环境下量、价和绿证偏差处理方式，稳定新能源企业长期收益，满足用户长期绿电消费需求。

纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

建立省级专用绿证账户，项目机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户，由承担机制电量差价结算费用的用户共有。

——新政下，绿电直销能力或将成为新的核心竞争力。但需要注意，机制电量对应的绿证收益归集至省级账户，意味着开发商将丧失该部分绿证的自主交易权。

湖南此次136号承接文件讨论稿最核心的突破在于建立了新能源电价的“双轨体系”，为存量与增量项目划出清晰界限，存量项目通过锁定0.45元固定电价获得过渡性保护；增量项目则将直面市场冲击，新能源项目开发商面对“0.38元电价上限+20%强制交易比例”的政策组合拳，将不得不告别以往高电价带来的“躺着也能赚钱”的舒适区，从“拼规模”转向“拼成本+拼运营”，在成本控制与市场竞争中艰难博弈。