中國儲能網(wǎng)訊：9月16日，寧夏發(fā)展改革委、西北能源監(jiān)管局聯(lián)合印發(fā)《自治區(qū)深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知（以下簡稱《實施方案》），推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，并建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制。
《實施方案》明確，新能源項目（包括集中式風電、分散式風電、集中式光伏、分布式光伏）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。其中，分布式（分散式）新能源項目參與市場交易的方式有直接參與、通過聚合方式參與和作為價格接受者參與三種。
《實施方案》提到，建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。在市場外建立差價結算機制。對市場交易均價低于或高于納入機制的新能源電價水平（以下簡稱“機制電價”）的部分，納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目，分布式（分散式）項目上網(wǎng)電量全部納入機制電量，集中式補貼項目機制電量比例為10%；2024年6月1日前投產(chǎn)的集中式平價項目機制電量比例為30%；2024年6月1日起投產(chǎn)的集中式平價項目機制電量比例為10%。機制電價為寧夏燃煤發(fā)電基準價（0.2595元/千瓦時）。
寧夏發(fā)展改革委方面表示，電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價根據(jù)同類項目（初期項目類型分為風電、光伏兩類，下同）月度中長期交易加權平均價格確定；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，市場交易均價根據(jù)同類項目實時市場月度加權平均價格確定。市場交易均價不按照單個項目確定，用于差價結算的市場交易均價取所有同類項目月度加權交易均價，初期按照風電（包含分散式風電）、光伏（包含分布式光伏）兩類區(qū)分項目類型。
《實施方案》明確，增量新能源項目機制電價通過統(tǒng)一競價形成。綜合考慮合理成本收益、綠色價值、市場供需、用戶承受能力、有序競爭等因素，競價上限暫設為0.2595元/千瓦時，下限為0.18元/千瓦時，后續(xù)視情況調(diào)整?！秾嵤┓桨浮酚?025年10月1日實施后，新能源項目不再執(zhí)行2025年優(yōu)先發(fā)電計劃?！秾嵤┓桨浮凤@示，新能源項目投資主體發(fā)生變更時，原電量規(guī)模、機制電價繼續(xù)執(zhí)行。在項目納入機制的電量規(guī)模范圍內(nèi)，每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出，執(zhí)行到期或在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
據(jù)悉，《實施方案》印發(fā)后，寧夏隨后將印發(fā)競價相關細則，對機制電價競價組織、規(guī)則、流程等事項進一步明確，確保相關工作順利開展。首次競價工作初步確定于10月份開展。（杜敏）
