中國儲能網(wǎng)訊：8月25日，貴州發(fā)改委公開征求《貴州省關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實(shí)施方案（試行）》意見。規(guī)定存量項目機(jī)制電價執(zhí)行貴州省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價0.3515元/千瓦時。
現(xiàn)貨市場出清申報價格上限1元/千瓦時，申報及出清價格下限-0.006元/千瓦時。
增量項目風(fēng)電、光伏項目競價上限0.3515元/千瓦時，風(fēng)電項目競價下限0.19元/千瓦時，光伏項目競價下限0.25元/千瓦時。
增量項目達(dá)到全生命周期合理利用小時數(shù)或項目投產(chǎn)滿20年后，不再執(zhí)行機(jī)制電價。競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定下限。
以下為政策原文：
貴州省關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實(shí)施方案（試行）（征求意見稿）
為貫徹落實(shí)黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務(wù)院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機(jī)制的決策部署，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展，按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）精神，結(jié)合我省實(shí)際，制定本實(shí)施方案。
一、總體思路
以構(gòu)建新型電力系統(tǒng)為目標(biāo)，落實(shí)國家“雙碳”戰(zhàn)略，以市場化改革為核心，新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，堅持“價格市場形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)”，推動新能源上網(wǎng)電量全面入市，通過市場化機(jī)制優(yōu)化資源配置，促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展。
堅持市場化改革。堅持市場化改革方向，深化能源管理體制改革，落實(shí)新能源市場主體價格責(zé)任，推動新能源上網(wǎng)電量全面進(jìn)入電力市場、通過市場交易形成價格。
堅持責(zé)任公平承擔(dān)。不斷完善適應(yīng)新能源發(fā)展的市場交易和價格機(jī)制，推動新能源公平參與市場交易。
堅持分類施策。區(qū)分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要，保持政策的平穩(wěn)過渡，維持市場主體投資建設(shè)積極性，適時開展效果評估，跟進(jìn)完善政策。
堅持統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。行業(yè)管理、價格機(jī)制、綠色能源消費(fèi)等政策協(xié)調(diào)發(fā)力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標(biāo)實(shí)現(xiàn)。
堅持安全穩(wěn)妥。政策實(shí)施過程中，充分考慮對電力市場建設(shè)的影響，做好市場供需預(yù)測和各類經(jīng)營主體電價水平測算，防范市場風(fēng)險，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。
二、主要任務(wù)
（一）推動新能源上網(wǎng)電量全面進(jìn)入電力市場
集中式光伏、集中式風(fēng)電、分布式光伏、分散式風(fēng)電等所有風(fēng)電、太陽能發(fā)電項目，上網(wǎng)電量全部進(jìn)入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機(jī)制按照國家跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。
（二）完善現(xiàn)貨市場交易和價格機(jī)制
1.明確新能源參與市場方式。新能源項目報量報價參與現(xiàn)貨市場的范圍，按照貴州電力現(xiàn)貨市場實(shí)施方案及細(xì)則執(zhí)行。鼓勵具備條件的新能源聚合后報量報價參與現(xiàn)貨市場。其余作為價格接受者按所在節(jié)點(diǎn)直接參與實(shí)時市場結(jié)算。
2.做好日前市場與實(shí)時市場銜接。加快實(shí)現(xiàn)新能源項目自愿參與日前市場；新能源全部上網(wǎng)電量參與日前可靠性機(jī)組組合和實(shí)時市場出清。
3.合理設(shè)定現(xiàn)貨市場限價。適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮目前省內(nèi)工商業(yè)用戶尖峰電價水平和市場電源發(fā)電成本等因素確定，申報、出清價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，后續(xù)根據(jù)市場運(yùn)行情況適時調(diào)整。價格上下限等具體參數(shù)見附表。
（三）完善中長期市場交易和價格機(jī)制
1.完善中長期市場交易規(guī)則?？s短中長期交易周期，提高交易頻次，實(shí)現(xiàn)周、多日、逐日開市，更好支持新能源全面入市交易。
2.健全適應(yīng)新能源的中長期交易機(jī)制。實(shí)現(xiàn)各類電源公平參與市場，新能源與火電同臺競價，不得開展對特定用戶實(shí)施優(yōu)惠電價等的各類專場交易。允許交易雙方結(jié)合新能源出力特點(diǎn)，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，并根據(jù)實(shí)際靈活調(diào)整。新能源項目機(jī)制電量之外的上網(wǎng)電量，自主決定是否參與中長期電能量市場，不對其中長期合同簽約比例進(jìn)行考核。
3.合理確定中長期交易申報電量上限。新能源參與中長期交易的申報電量上限應(yīng)扣減機(jī)制電量。
（四）完善綠色電力交易政策
1.完善綠色電力交易規(guī)則。省內(nèi)綠色電力采用雙邊協(xié)商和掛牌的交易方式，其申報和成交價格應(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格。不單獨(dú)組織集中競價、滾動撮合交易。納入機(jī)制的電量不重復(fù)獲得綠證收益。
2.做好機(jī)制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)。項目機(jī)制電量對應(yīng)綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶，由承擔(dān)機(jī)制電量差價結(jié)算費(fèi)用的用戶共有，探索建立省級賬戶托管綠證的市場化分配機(jī)制。
（五）建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機(jī)制
1.建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算的機(jī)制。對納入機(jī)制的電量：市場交易均價低于或高于機(jī)制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按月開展差價結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)；加快實(shí)現(xiàn)初期不再開展其他形式的差價結(jié)算。
2.新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制的電量規(guī)模、機(jī)制電價和執(zhí)行期限。
（1）存量項目
——項目范圍，2025年6月1日（不含）以前投產(chǎn)的新能源項目。集中式風(fēng)電、集中式光伏和分散式風(fēng)電由能源主管部門負(fù)責(zé)確定名單，分布式光伏以項目的并網(wǎng)時間為準(zhǔn)。2025年6月1日起，新能源項目只參與現(xiàn)貨市場交易的，不影響其存量項目認(rèn)定。
——電量規(guī)模，妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策，110千伏以下項目機(jī)制電量比例為100%，110千伏及以上項目機(jī)制電量比例為80%，其可在此范圍內(nèi)自主確定執(zhí)行機(jī)制的電量比例，次年納入機(jī)制電量比例不得高于上一年水平。
——機(jī)制電價，執(zhí)行我省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價0.3515元/千瓦時。
——執(zhí)行期限，達(dá)到全生命周期合理利用小時數(shù)或項目投產(chǎn)滿20年后，不再執(zhí)行機(jī)制電價。
（2）增量項目
——項目范圍，2025年6月1日（含）以后投產(chǎn)且未納入機(jī)制電價的新能源增量項目。
——電量規(guī)模，2025年首次競價電量規(guī)模與2024年新能源非市場化比例適當(dāng)銜接，按2025年6月1日至12月31日期間預(yù)計新建投產(chǎn)新能源上網(wǎng)電量的77%確定。此后，我省每年根據(jù)國家下達(dá)的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整，并在競價前予以公布。超出消納責(zé)任權(quán)重的，次年納入機(jī)制的電量規(guī)?？蛇m當(dāng)減少；未完成的，次年納入機(jī)制的電量規(guī)?？蛇m當(dāng)增加。單個項目申請納入機(jī)制的電量，不得超過其當(dāng)期全部上網(wǎng)電量的90%。對于競價周期內(nèi)已簽約的中長期交易電量、綠證電量，相應(yīng)調(diào)減競價申報比例上限。
——競價上下限，競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定下限，具體見附表。
——機(jī)制電價，新能源按同類型項目自愿參與競價形成，競價時按報價從低到高確定入選項目。機(jī)制電價原則上按入選項目最高報價確定，但不得超出競價限價范圍；價格相同時，按申報時間的先后順序確定入選項目，直至滿足競價總規(guī)模。若入選的最后一個項目出清規(guī)模低于其申報電量規(guī)模50%時，則不予入選，且不再遞補(bǔ)。
——執(zhí)行期限，增量新能源項目執(zhí)行期限12年。
3.明確分月機(jī)制電量結(jié)算規(guī)則。分月機(jī)制電量統(tǒng)一按年度機(jī)制電量規(guī)模比例進(jìn)行結(jié)算，不跨月跨年清算。已結(jié)算的機(jī)制電量累計達(dá)到當(dāng)年機(jī)制電量規(guī)模時，超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機(jī)制電價，若年底仍未達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則當(dāng)年缺額部分電量不進(jìn)行跨年滾動。
4.明確市場交易均價計算規(guī)則。用于機(jī)制電量差價電費(fèi)結(jié)算的市場交易均價，現(xiàn)貨模式下，按照月度發(fā)電側(cè)實(shí)時市場同類項目（光伏或風(fēng)電）加權(quán)均價確定。
5.明確機(jī)制退出規(guī)則。已納入機(jī)制的新能源項目，其機(jī)制電量可在每年開展競價前自主向電網(wǎng)企業(yè)申請全部或部分退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿申請退出的部分，均不再納入機(jī)制執(zhí)行范圍。
（六）優(yōu)化代理購電電量采購機(jī)制
電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源，以報量不報價方式參與市場出清，代理購電產(chǎn)生的偏差電量按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。
（七）做好與新能源消納的銜接
新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。納入電力平衡的新能源按照系統(tǒng)運(yùn)行需要公平承擔(dān)調(diào)節(jié)責(zé)任。
四、保障措施
（一）加強(qiáng)電價監(jiān)測和電力市場價格行為監(jiān)管
定期監(jiān)測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性，鼓勵市場主體參與價格監(jiān)督，及時查處新能源企業(yè)價格串通、哄抬價格、濫用市場支配地位等行為，當(dāng)交易價格出現(xiàn)異常波動時，依法及時采取價格干預(yù)措施，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進(jìn)。
（二）規(guī)范政府行為
省有關(guān)部門和單位要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規(guī)則和運(yùn)營規(guī)則來開展市場建設(shè)和電力交易，對用戶和發(fā)電企業(yè)不得設(shè)置不合理門檻，在交易組織、價格形成等過程中，不得進(jìn)行不當(dāng)干預(yù)。
（三）做好政策宣貫
開展市場培訓(xùn)，宣貫政策要求、實(shí)施方案以及交易結(jié)算規(guī)則，幫助企業(yè)熟悉交易規(guī)則和流程，提升市場參與能力。強(qiáng)化溝通與協(xié)調(diào)，及時了解經(jīng)營主體的意見和訴求，積極回應(yīng)并解決問題。
本方案自2025年X月X日起實(shí)施，現(xiàn)行政策與本要求不符的，以此為準(zhǔn)。
