《廣西壯族自治區(qū)深化新能源上網電價市場化改革實施方案》近日發(fā)布。文件提出，要推動新能源上網電量參與市場交易。在2025年全區(qū)集中式風電、集中式光伏項目全電量進入電力市場的基礎上，進一步推動分布式新能源(含分散式風電、分布式光伏，下同)及海上風電項目上網電量全部進入電力市場，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。地方電網、增量配電網供電區(qū)域內新能源項目，在具備條件后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。
 

　　為貫徹落實黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)、《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)等規(guī)定，結合廣西實際，制定本實施方案。
 

　　一、總體目標
 

　　堅持市場化改革方向，推動新能源項目(風電、太陽能發(fā)電，下同)上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。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。堅持分類施策，區(qū)分存量和增量項目，建立適應我區(qū)新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。堅持統(tǒng)籌協(xié)調，強化行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。
 

　　二、推動新能源上網電價全面由市場形成
 

　　（一）推動新能源上網電量參與市場交易。在2025年全區(qū)集中式風電、集中式光伏項目全電量進入電力市場的基礎上，進一步推動分布式新能源(含分散式風電、分布式光伏，下同)及海上風電項目上網電量全部進入電力市場，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。地方電網、增量配電網供電區(qū)域內新能源項目，在具備條件后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。
 

　　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。
 

　　（二）完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制。推動新能源項目公平參與實時市場，全部上網電量參與實時市場出清，加快完善市場規(guī)則，推動新能源項目自愿參與日前市場，具體時間節(jié)點和參與方式等由自治區(qū)電力交易主管部門商有關部門在交易規(guī)則中另行明確。
 

　　為有效銜接廣西電力現(xiàn)貨市場和南方區(qū)域電力市場，暫定廣西電力現(xiàn)貨市場申報上限為0.75元/千瓦時、申報下限為0元/千瓦時，出清上限為1.125元/千瓦時、出清下限為0元/千瓦時。后續(xù)結合實際進一步研究適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，申報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，具體由自治區(qū)價格主管部門商有關部門適時調整。
 

　　（三）健全中長期市場交易和價格機制。持續(xù)完善中長期交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，加強與現(xiàn)貨市場銜接，現(xiàn)貨市場運行期間由定期開市逐步過渡至按日連續(xù)開市。完善綠色電力交易政策，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，區(qū)內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，采取雙邊協(xié)商或掛牌交易等方式開展。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。自治區(qū)電力交易主管部門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、建立支持新能源高質量發(fā)展的制度機制
 

　　（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，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電量規(guī)模(以下簡稱機制電量)、電價水平(以下簡稱機制電價)、執(zhí)行期限等由自治區(qū)價格主管部門會同有關部門明確。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，結算費用納入系統(tǒng)運行費由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定。
 

　　（五）明確新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限
 

　　1.2025年6月1日以前（不含6月1日，下同）投產的新能源存量項目
 

　　（1）全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目、2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目：①機制電量。銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策，100%上網電量納入機制電量。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、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。②機制電價。全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目參考廣西現(xiàn)行平均燃煤發(fā)電基準價0.4207元/千瓦時(含稅，下同)執(zhí)行，2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目按照競爭性配置相關文件明確的上網電價執(zhí)行。③執(zhí)行期限。參照《國務院關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(國發(fā)〔2013〕24號)、《財政部 國家發(fā)展改革委 國家能源局關于〈關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關事項的補充通知》(財建〔2020〕426號)等文件規(guī)定，納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執(zhí)行機制電價；海上風電項目投產滿20年后，不再執(zhí)行機制電價。廣西陸上風電屬于四類資源區(qū)，項目全生命周期合理利用小時數為36000小時，光伏發(fā)電屬于三類資源區(qū)，項目全生命周期合理利用小時數為22000小時。原國家批復文件中明確項目利用小時數或運行年限的，按照國家要求執(zhí)行。
 

　　（2）已進入電力市場的新能源項目：為做好新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制與廣西電力市場交易政策的有效銜接，對已進入電力市場的新能源項目實行過渡政策。①機制電量。2025年已進入電力市場的新能源項目上網電量的50%納入機制電量。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行過渡期政策的電量比例、但不得高于上一年。②機制電價。適當銜接2025年廣西電力市場相關政策，暫定為0.34元/千瓦時。③執(zhí)行期限。結合廣西新能源項目和電力市場發(fā)展等有關情況，過渡期暫定為3年，視實際情況調整。
 

　　2.2025年6月1日起投產的新能源增量項目
 

　　（1）機制電量。首次納入機制的電量規(guī)模適當銜接2024年新能源保障利用小時數，按照全區(qū)新能源增量項目年度預測上網電量的40%確定。后續(xù)新增納入機制的電量規(guī)模，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，以及用戶電價承受能力等因素動態(tài)調整，由自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門等有關單位在每年競價公告前另行明確。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，暫定不超過其全部上網電量的80%，通過競價方式確定是否進入機制執(zhí)行范圍。為確保競爭有效，首次機制電量申報總規(guī)模與核定總規(guī)模比率原則上不低于1.2，否則相應調減核定機制電量規(guī)模直至滿足比率要求，后續(xù)結合實際動態(tài)調整比率。（2）機制電價。自治區(qū)價格主管部門會同有關部門，每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的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，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。首次新能源增量項目競價上限暫定為0.36元/千瓦時，競價下限暫定為0.15元/千瓦時。后續(xù)年度競價上下限水平由自治區(qū)價格主管部門在每年競價公告前另行明確。競價上限考慮合理成本收益、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、避免無序競爭等設定競價下限。（3）執(zhí)行期限。入選的增量項目機制電價執(zhí)行期限為12年，執(zhí)行期限精確到月，當月到期后，次月退出，執(zhí)行期限到期后不再執(zhí)行機制電價，新能源項目通過參與電力市場交易形成上網電價。入選時已投產的項目，原則上以入選時間的次月1日為執(zhí)行起始時間。入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間的次月1日為執(zhí)行起始時間；如實際投產時間晚于申報投產時間，實際投產前覆蓋機制電量自動失效，執(zhí)行期限不順延。在桂能源企業(yè)要加強項目管理，避免延期投產的情況出現(xiàn)。
 

　　新能源增量項目競價由自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門委托相關單位制定具體競價規(guī)則、結算規(guī)則，并組織開展具體競價工作，競價規(guī)則和結算規(guī)則報自治區(qū)價格主管部門、能源主管部門批復后執(zhí)行。
 

　　（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。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，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費，設立“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算費用”科目單獨歸集；初期不再開展其他形式的差價結算。每年納入機制的電量分解到月度，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。
 

　　為妥善銜接現(xiàn)行電力市場政策，新能源存量和增量項目2025年6月1日至12月31日期間的上網電量的結算按現(xiàn)行有關政策執(zhí)行。
 

　　（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的退出規(guī)則。已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，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
 

　　四、保障措施
 

　　（八）加強組織落實。自治區(qū)價格主管部門會同有關部門周密組織落實，加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，協(xié)調解決實施過程中遇到的問題。國家能源局南方監(jiān)管局會同有關部門加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。自治區(qū)能源局審核確認并公示新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制存量項目和執(zhí)行過渡期政策項目的名單。電網企業(yè)做好合同簽訂和結算等相關工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集，完善代理購電信息公告，每月將情況隨代理購電情況報送自治區(qū)價格主管部門和能源主管部門。電網企業(yè)和電力交易機構要進一步完善技術支持系統(tǒng)，確保競價順利開展，加強交易平臺與綠證系統(tǒng)銜接，做好機制電量對應綠證劃轉與分配。
 

　　（九）強化政策協(xié)同。現(xiàn)階段，機制電量由電網企業(yè)代表全體用戶(包括市場交易用戶)與新能源項目簽訂中長期合同，相關電量同步計入用戶側中長期簽約比例。新能源項目中長期交易簽約比例不作強制要求，簽約電量上限按照額定容量扣減機制電量對應容量后剩余容量的最大可交易電量確定。電力市場供需雙方可結合新能源出力特點，合理確定除機制電量外其他電量的中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。機制電量不重復獲得綠證收益。綠電交易電量對應的綠證，采用當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。做好機制電量對應綠證劃轉，配合國家能源局建立省級專用綠證賬戶，納入機制的電量對應綠證統(tǒng)一劃轉至專用綠證賬戶。電網企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。根據市場建設情況，適時推動生物質發(fā)電等各類電源參與市場交易。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。各地不得以強制或變相自愿配套產業(yè)、化解債務、收取資源稅(費)、約定電價分成等任何形式增加新能源項目非技術性投資和運營成本。取消新能源強制配置儲能要求，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件，2025年6月1日以前全容量并網的新能源項目按照原建設方案要求執(zhí)行，2025年6月1日起全容量并網的新能源項目不再要求強制配置儲能，需配置儲能的項目名單由自治區(qū)能源局會同有關單位明確。享有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原有規(guī)定執(zhí)行。
 

　　（十）做好跟蹤評估。建立發(fā)電成本常態(tài)化調查制度，區(qū)分機組類型，對發(fā)電項目相關成本開展調查，為合理確定電力市場相關限價范圍、機制電量電價競價限價區(qū)間、執(zhí)行期限以及發(fā)電成本補償機制等提供數據支撐。相關單位對操縱市場價格、串通報價等擾亂市場秩序行為，依法依規(guī)予以嚴肅處理，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。自治區(qū)價格主管部門、能源主管部門會同相關單位和部門認真評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經營等方面影響，及時總結改革成效，結合實際優(yōu)化政策措施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化，條件成熟時擇機退出。
 

　　本方案自2026年1月1日起執(zhí)行，現(xiàn)行政策與本方案不符的，以本方案規(guī)定為準。國家政策如有調整，從其規(guī)定。