中國儲能網訊：近日，青海省發(fā)展和改革委員會發(fā)布《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》正式稿，并隨公告發(fā)布3份細則文件：
《青海省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制細則》
《青海省新能源存量項目機制電價實施細則》
《青海省新能源增量項目機制電價競價細則》
與征求意見稿相比：
正式文件少了《青海省電源側容量補償機制暫行辦法》。
將存量項目中2021年1月1日以后投產的平價光伏、風電項目按裝機容量等比例分配的機制電量分別由36億千瓦時、5.1億千瓦時調整為45億千瓦時、6.4億千瓦時，前提為“不帶新能源補貼的”平價光伏、風電項目。
將征求意見稿中存量項目中平價項目按照投產滿12年確定，改為“不帶新能源補貼的光伏、風電項目執(zhí)行期6年”。且明確光熱項目執(zhí)行期按投產滿25年確定。
青海省強調不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
存量項目
機制電量
扶貧、特許經營權、“金太陽”、分布式光伏、分散式風電、光熱發(fā)電上網電量全額納入機制電量范圍；
光伏應用“領跑者”項目按照年發(fā)電利用小時數1500小時納入機制電量范圍；
2021年1月1日以后投產且不帶新能源補貼的光伏項目按裝機容量等比例分45億千瓦時機制電量；2021年1月1日以后投產且不帶新能源補貼的的風電項目按裝機容量等比例分配6.4億千瓦時機制電量。
征求意見稿：2021年1月1日以后投產的平價光伏項目按裝機容量等比例分配36億千瓦時機制電量；平價風電項目按裝機容量等比例分配5.1億千瓦時機制電量。
此外，正式稿明確了光熱項目的利用小時數。
2025年5月31日前并網且不帶新能源補貼的光熱項目，納入機制電量的年利用小時數1520小時；
已納入2021、2022年全省新能源開發(fā)建設方案本地消納的光熱項目、已納入2024年至2028年底全省年度光熱發(fā)電示范開發(fā)計劃的光熱項目，納入機制電量的年利用小時數根據設計儲熱時長及單位儲熱時長年利用小時數確定，單位儲熱時長年利用小時數為190小時。
存量機制電量項目清單由省能源局會同省發(fā)展改革委確定。
機制電價
扶貧、特許經營權、光伏應用“領跑者”、分散式風電、不帶新能源補貼項目機制電價水平按照我省新能源補貼基準價0.2277元/千瓦時執(zhí)行。
“金太陽”項目按照我省脫硫燃煤機組標桿電價0.3127元/千瓦時執(zhí)行。
分布式光伏、光熱項目按照現(xiàn)行價格政策執(zhí)行。
征求意見稿：扶貧、特許經營權、光伏應用“領跑者”、分散式風電、平價項目機制電價水平按照我省新能源補貼基準價0.2277元/千瓦時執(zhí)行。
執(zhí)行期限
扶貧、特許經營權、光伏應用“領跑者”、“金太陽”、分布式光伏、分散式風電項目，按照政策開始執(zhí)行時剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與投產滿20年對應年份兩者較早者確定。不帶新能源補貼的光伏、風電項目執(zhí)行期6年，自2026年1月1日起計。光熱項目執(zhí)行期按投產滿25年確定。執(zhí)行期限到期后，新能源項目對應的機制電量規(guī)模自動從全省機制電量規(guī)模移出。
征求意見稿：平價項目按照投產滿12年確定。
風電、光伏項目全生命周期合理利用小時數分別為36000小時（風電四類資源區(qū)）、32000小時（光伏一類資源區(qū)）、26000小時（光伏二類資源區(qū)）。其中國家確定的光伏“領跑者”基地項目全生命周期合理利用小時數在上述基礎上增加10%，即35200小時（光伏一類資源區(qū)）。
全額上網的存量新能源項目，已利用的小時數=并網以來全部上網電量÷裝機容量。執(zhí)行機制電價前剩余利用小時數=全生命周期合理利用小時數-已利用小時數。執(zhí)行機制電價后，剩余利用小時數=執(zhí)行機制電價前剩余利用小時數-（機制電價執(zhí)行期內全部上網電量÷裝機容量）。
余電上網的存量新能源項目，相關利用小時數均按全發(fā)電量與裝機容量計算確定。
增量項目
針對增量項目，正式稿相較于征求意見稿未做改動，
2025年競價工作不遲于11月底組織。自2026年起，競價工作原則上不遲于當年10月底組織。
競價電量
首年競價電量規(guī)模根據2025年6月1日起至2025年12月31日全容量投產的新能源項目上網電量規(guī)模與現(xiàn)有新能源非市場化比例確定。
上網電量參照上年度同資源區(qū)風電、太陽能平均發(fā)電利用小時數，并扣除廠用電量計算得出。
現(xiàn)有新能源非市場化比例，與2024年具有保障性質的新能源電量規(guī)模占2024年省內新能源上網電量規(guī)模的比例適當銜接。
后續(xù)年份電量規(guī)模綜合年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力和支持新能源發(fā)展需要等因素確定。
競價組織
現(xiàn)階段按技術類型分別設置機制電量規(guī)模，分別組織競價。單一類別競價主體較集中或整體規(guī)模較小缺乏有效競爭時，不再分類組織，合并統(tǒng)一競價。后期逐步合并為統(tǒng)一組織競價，不再區(qū)分技術類型。
機制電量
集中式單個項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側)×該電源類型年度發(fā)電利用小時數×（1-廠用電率）×上限比例。
分布式（分散式）項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側)×(1-年度自發(fā)自用電量占發(fā)電量的比例)×該電源類型年度發(fā)電利用小時數×上限比例。
“該電源類型年度發(fā)電利用小時數”、“廠用電率”參考同類型電源近三年全省平均值，“年度自發(fā)自用電量占發(fā)電量的比例”參考同類型典型電站自發(fā)自用比例，“上限比例”考慮引導經營主體理性報量報價因素確定。以上參數在每年競價通知中發(fā)布。
分散式風電、分布式光伏競價代理商可申報機制電量上限為所代理每個項目的可申報機制電量上限之和。同場次，同一分散式、分布式項目主體只可選擇一家代理商作為其競價代理機構。
經營主體可在申報上限范圍內申報電量，單位為“兆瓦時”，取整數。
競價上下限
競價上限根據同類型電源合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。
初期為避免無序競爭設定競價下限，具體參考同類型電源發(fā)電成本、支持新能源發(fā)展需要等因素確定。
競價上下限在每年競價通知中發(fā)布。
與中長期、現(xiàn)貨市場、綠電交易的銜接
現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，新能源參與中長期交易的申報電量上限，按裝機容量扣減機制電量對應容量后的最大上網電量確定。
完善綠色電力交易政策，省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，可探索組織開展多年期交易。
適當放寬現(xiàn)貨限價，申報價格上、下限分別考慮工商業(yè)用戶尖峰電價、新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。
其他
差價結算
在系統(tǒng)運行費中新增“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制電量差價結算費用”科目，納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶公平分攤分享。
綠證
強化與綠證政策的協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益；綠電交易的綠證收益核算電量，按當月綠色合同電量、扣除機制電量后剩余上網電量以及電力用戶用電量三者取小的原則確定。強化與代理購電政策的協(xié)同，允許電網企業(yè)通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。
原文如下：
各省直有關部門、國網青海省電力公司、各市州發(fā)展改革委、各相關發(fā)電企業(yè):
《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》已經省政府第70次常務會議審議通過，現(xiàn)印發(fā)給你們，請貫徹落實執(zhí)行。
青海省發(fā)展和改革委員會 國家能源局西北監(jiān)管局
青海省能源局
2025年9月28日
青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案
為全面貫徹黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制決策部署，更好適應新時代能源電力高質量發(fā)展要求，健全完善充分反映市場供需的上網電價形成機制，持續(xù)增強市場價格對新能源發(fā)展的引導作用，有效解決制約能源電力改革和發(fā)展中的深層次矛盾，為青海清潔能源產業(yè)高地建設注入新動能，根據國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)，《關于印發(fā)〈電力市場計量結算基本規(guī)則〉的通知》(發(fā)改能源規(guī)〔2025〕976號)等文件要求，結合省情實際，制定本實施方案。
一、基本原則
(一)推動新能源(風電、太陽能發(fā)電,下同)上網電量原則上全部參與電力市場交易，上網電價通過市場交易形成，實現(xiàn)新能源上網電價的全面市場化。
(二)區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，做好存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，保障政策平穩(wěn)過渡。
(三)加快電力市場體系建設，強化行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，有力支撐青海新能源發(fā)展規(guī)劃目標的實現(xiàn)。
（四)堅持責任公平承擔，完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。
二、改革任務
(一)推動新能源上網電量全面進入電力市場
省內所有新能源發(fā)電項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行，對應電量不納入機制電量。
(二)健全電力中長期市場交易和價格機制
完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。充分考慮新能源出力的不確定性，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容?，F(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，新能源參與中長期交易的申報電量上限，按裝機容量扣減機制電量對應容量后的最大上網電量確定。完善綠色電力交易政策，省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書(以下簡稱“綠證”)價格。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。指導電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。
(三)完善電力現(xiàn)貨市場交易和價格機制
加快推進省內電力現(xiàn)貨市場建設，推動新能源公平參與實時市場。做好電力市場信息披露，定期發(fā)布同類新能源發(fā)電項目市場交易均價。加強事前、事中和事后監(jiān)管，保障市場出清價格在合理范圍內。針對保電時期以及自然災害影響期等特殊情況明確相應處理機制。適當放寬現(xiàn)貨市場限價，申報價格上、下限分別考慮目前工商業(yè)用戶尖峰電價、新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。
(四)建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制
新能源參與電力市場交易后，建立市場外新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，在系統(tǒng)運行費中新增“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制電量差價結算費用”科目，納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶公平分攤分享。
2025年6月1日前投產的新能源存量項目，全面保障扶貧、特許經營權、“金太陽”、分散式風電、分布式光伏上網電量，光伏應用“領跑者”基地保障利用小時內上網電量，具有政策保障性質的光熱上網電量;適當保障部分不帶新能源補貼的新能源項目上網電量;機制電價按現(xiàn)行保障性收購價格政策執(zhí)行，執(zhí)行期限按照相關政策保障期限確定。
2025年6月1日起投產的新能源增量項目，首年新增納入機制電量的比例，與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接;第二年及以后根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，綜合用戶承受能力和支持新能源發(fā)展需要等因素動態(tài)調整。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發(fā)電量。機制電價通過市場化競價確定，競價上限通過考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期可以考慮發(fā)電成本、避免無序競爭、支持新能源發(fā)展需要等因素確定競價下限。執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。
對納入機制的電量，電網企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，機制電價與市場交易均價差額納入系統(tǒng)運行費用。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前(含現(xiàn)貨試結算期間)，市場交易均價原則上按照省內當月(含年度、多月分解)發(fā)電側中長期交易同類電源加權平均價確定。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類電源加權平均價格確定。
優(yōu)化電力市場交易結算規(guī)則，由現(xiàn)行的量差結算模式逐步過渡調整至差價結算模式。納入機制的電量只進行一次差價結算，機制電量不再參與中長期市場交易。納入機制的年度電量應分解至月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。當年已結算機制電量達到年度機制電量規(guī)模，當月超出部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價。至年底未達到年度機制電量規(guī)模的，剩余部分電量不再執(zhí)行機制電價，且不作跨年滾動。
對納入機制電價的新能源項目，由發(fā)電企業(yè)在機制電量規(guī)模范圍內自主確定年度執(zhí)行規(guī)模，但不得高于上一年;鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭;因設備更新改造升級增發(fā)電量不納入機制電價執(zhí)行范圍。
納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期、或在期限內自愿退出的，均不再納入機制電價范圍。已納入機制電價范圍，但未在規(guī)定時間節(jié)點投產的項目，其競價中標結果作廢，不得參與后續(xù)競價。
(五)強化新能源上網電價改革與相關政策協(xié)同
強化與能源電力規(guī)劃的協(xié)同，有力支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標。強化與綠證政策的協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益;綠電交易的綠證收益核算電量，按當月綠色合同電量、扣除機制電量后剩余上網電量以及電力用戶用電量三者取小的原則確定。強化與代理購電政策的協(xié)同，允許電網企業(yè)通過市場化方式采購新能源電量作為居民農業(yè)保供用戶、相關工商業(yè)代理購電來源。強化與市場交易政策的協(xié)同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。強化與良好營商環(huán)境的協(xié)同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。強化與新能源補貼政策的協(xié)同，現(xiàn)行享受財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照國家相關規(guī)定執(zhí)行。強化與電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務等市場政策的協(xié)同，完善信息披露、價格監(jiān)測、成本調查、交易監(jiān)管等各項制度措施。
三、保障措施
(一)加強組織領導
省發(fā)展改革委會同國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局根據本實施方案制定配套實施細則，推動各項工作有序開展。國網青海省電力公司搭建競價平臺，配合開展新能源增量項目競價，做好納入機制電價項目相關工作。省電力交易中心優(yōu)化市場注冊、交易組織、市場出清、交易結算等業(yè)務流程，明確結算數據交互內容及方式，按月發(fā)布不同類型電源市場交易均價，做好差價結算機制保障工作。
(二)周密組織實施
省發(fā)展改革委、省能源局、國網青海省電力公司要密切關注新能源市場化改革與相關方面的政策協(xié)同，確保全省工商業(yè)用戶電價水平保持平穩(wěn)。要定期監(jiān)測新能源交易價格波動情況，及時了解掌握價格波動對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經營等方面的影響，持續(xù)優(yōu)化完善有利于新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，確保改革政策平穩(wěn)有序落地。
(三)強化政策引導
省發(fā)展改革委、省能源局、國網青海省電力公司要加強對電力交易機構的指導，加強與各類市場主體的溝通交流，主動解決改革中遇到的問題和困難。要充分利用廣播、電視、報紙等傳統(tǒng)媒體，門戶網站、公眾號等新媒體，并通過各類培訓班、專題會等方式開展政策宣貫，幫助新能源企業(yè)熟悉機制規(guī)則和流程，提高市場主體意識，提升新能源企業(yè)電力市場交易水平，確保改革落實落地、取得實效。
根據國家發(fā)展改革委工作時序安排，本方案自2025年9月28日起施行，有效期至2030年9月27日。
附件:
1.青海省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制細則
2.青海省新能源存量項目機制電價實施細則
3.青海省新能源增量項目機制電價競價細則
