征求意见

9月16日，国网新能源云发布关于征求《黑龙江省增量新能源项目竞价工作方案》意见的通知。增量竞价方案明确，原则上分为风电、光伏两类组织竞价，分别设置机制电量规模。各类型纳入机制电量规模，可参考新能源分类规划建设目标、项目年度预计投产情况等因素确定。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。

接入增量配电网的各类新能源利用率不纳入自治区级电网新能源利用率统计范围。自治区级电网不向增量配电网收取高可靠供电费用。鼓励在增量配电网内建设独立新型储能设施，作为独立市场主体运行。自治区级电网企业应向增量配电网公平无歧视地提供电网互联服务。

9月15日，重庆电力交易中心转发重庆市经济和信息化委员会关于征求《重庆电力现货市场连续结算试运行工作方案》意见的函。虚拟电厂聚合的分布式新能源项目中，如包含全机制电量的分布式新能源项目，则该虚拟电厂仅参与实时市场结算，不参与中长期与日前市场结算。聚合分布式新能源参与市场交易的虚拟电厂和独立参与市场交易的分布式新能源，按照批发市场发电侧主体结算，暂以统一结算点电价作为现货市场结算价格。

9月11日，吉林发改委印发关于对《吉林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)》公开征求意见的公告。

9月8日，河北发改委印发关于公开征求《河北南网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《冀北电网深化新能源上网电价市场化改革实施方案》《河北省深化新能源上网电价市场化改革增量新能源项目竞价工作方案》意见的公告。

2025年竞价工作不迟于11月底组织。机制电价扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照我省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行。“金太阳”项目按照我省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行。平价项目按照投产满12年确定。根据国家发展改革委工作时序要求，此次公开征求意见自2025年9月8日起，至9月12日结束。

9月8日，江西省发改委印发关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则意见的公告，推动新能源上网电量参与市场交易。存量项目机制电量比例，集中式新能源上限为80%，分布式新能源上限为100%。现向社会公开征求意见。本次征求意见的反馈截止时间为2025年9月14日。

为贯彻落实全国统一电力市场建设要求，规范蒙东电力市场建设和运营，维护电力市场秩序和市场成员合法权益，加快推进蒙东电力现货市场建设，内蒙古自治区能源局会同国家能源局东北监管局组织有关单位研究编制了《蒙东电力市场规则体系(试行)(征求意见稿)》，包含“1+8”系列规则，即1个基本规则和8个实施细则。现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和个人提出宝贵意见建议。

9月5日，北京市发改委发布《北京市深化新能源上网电价市场化改革工作实施方案》，要点如下：一、存量项目2025年6月1日（不含）前并网容量未达到核准（备案）容量的新能源项目，原则上视作存量项目，2025年6月1日（不含）前已并网容量部分对应的上网电量纳入机制，后续并网容量对应的上网电量不再纳入机制。公开征集意见时间为：2025年9月5日至10月4日。

2025年、2026年增量新能源项目竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定。后续年度竞价上下限水平另行明确。此外，《征求意见稿》指出，强化与储能发展政策协同。上述配储的新能源项目月度支持机制电量，2025年参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的支持小时数和分解原则确定，2026年起按12.5小时确定。