為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源高質量發展，按照《國家發展改革委 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展的通知》（發改價格〔2025〕136號）精神，結合我省實際，制定本實施方案


一、總體思路

以構建新型電力系統為目標，落實國家“雙碳”戰略，以市場化改革為核心，新能源上網電價全面由市場形成，堅持“價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調”，推動新能源上網電量全面入市，通過市場化機制優化資源配置，促進新能源高質量發展。

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，落實新能源市場主體價格責任，推動新能源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。不斷完善適應新能源發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。區分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經濟發展需要，保持政策的平穩過渡，維持市場主體投資建設積極性，適時開展效果評估，跟進完善政策。

堅持統籌協調。行業管理、價格機制、綠色能源消費等政策協調發力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。

堅持安全穩妥。政策實施過程中，充分考慮對電力市場建設的影響，做好市場供需預測和各類經營主體電價水平測算，防范市場風險，保障電力系統安全穩定運行。

二、主要任務

（一）推動新能源上網電量全面進入電力市場

集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等所有風電、太陽能發電項目，上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。

（二）完善現貨市場交易和價格機制

1.明確新能源參與市場方式。新能源項目報量報價參與現貨市場的范圍，按照貴州電力現貨市場實施方案及細則執行。鼓勵具備條件的新能源聚合后報量報價參與現貨市場。其余作為價格接受者按所在節點直接參與實時市場結算。

2.做好日前市場與實時市場銜接。加快實現新能源項目自愿參與日前市場；新能源全部上網電量參與日前可靠性機組組合和實時市場出清。

3.合理設定現貨市場限價。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮目前省內工商業用戶尖峰電價水平和市場電源發電成本等因素確定，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，后續根據市場運行情況適時調整。價格上下限等具體參數見附表。

（三）完善中長期市場交易和價格機制

1.完善中長期市場交易規則。縮短中長期交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市，更好支持新能源全面入市交易。

2.健全適應新能源的中長期交易機制。實現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施優惠電價等的各類專場交易。允許交易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，并根據實際靈活調整。新能源項目機制電量之外的上網電量，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扣減機制電量。

（四）完善綠色電力交易政策

1.完善綠色電力交易規則。省內綠色電力采用雙邊協商和掛牌的交易方式，其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價格。不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。納入機制的電量不重復獲得綠證收益。

2.做好機制電量對應綠證劃轉。項目機制電量對應綠證統一劃轉至省級專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結算費用的用戶共有，探索建立省級賬戶托管綠證的市場化分配機制。

（五）建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

1.建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制。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，由電網企業按月開展差價結算，結算費用納入系統運行費；加快實現初期不再開展其他形式的差價結算。

2.新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。

（1）存量項目

——項目范圍，2025年6月1日（不含）以前投產的新能源項目。集中式風電、集中式光伏和分散式風電由能源主管部門負責確定名單，分布式光伏以項目的并網時間為準。2025年6月1日起，新能源項目只參與現貨市場交易的，不影響其存量項目認定。

——電量規模，妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策，110千伏以下項目機制電量比例為100%，110千伏及以上項目機制電量比例為80%，其可在此范圍內自主確定執行機制的電量比例，次年納入機制電量比例不得高于上一年水平。

——機制電價，執行我省燃煤發電基準價0.3515元/千瓦時。

——執行期限，達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執行機制電價。

（2）增量項目

——項目范圍，2025年6月1日（含）以后投產且未納入機制電價的新能源增量項目。

——電量規模，2025年首次競價電量規模與2024年新能源非市場化比例適當銜接，按2025年6月1日至12月31日期間預計新建投產新能源上網電量的77%確定。此后，我省每年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，以及用戶承受能力等因素動態調整，并在競價前予以公布。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。單個項目申請納入機制的電量，不得超過其當期全部上網電量的90%。對于競價周期內已簽約的中長期交易電量、綠證電量，相應調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、避免無序競爭等設定下限，具體見附表。

——機制電價，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，直至滿足競價總規模。若入選的最后一個項目出清規模低于其申報電量規模50%時，則不予入選，且不再遞補。

——執行期限，增量新能源項目執行期限12年。

3.明確分月機制電量結算規則。分月機制電量統一按年度機制電量規模比例進行結算，不跨月跨年清算。已結算的機制電量累計達到當年機制電量規模時，超過部分及后續月不再執行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規模，則當年缺額部分電量不進行跨年滾動。

4.明確市場交易均價計算規則。用于機制電量差價電費結算的市場交易均價，現貨模式下，按照月度發電側實時市場同類項目（光伏或風電）加權均價確定。

5.明確機制退出規則。已納入機制的新能源項目，其機制電量可在每年開展競價前自主向電網企業申請全部或部分退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿申請退出的部分，均不再納入機制執行范圍。

（六）優化代理購電電量采購機制

電網企業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，代理購電產生的偏差電量按照現貨市場價格結算。

（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電量，不納入新能源利用率統計與考核。納入電力平衡的新能源按照系統運行需要公平承擔調節責任。

四、保障措施
（一）加強電價監測和電力市場價格行為監管

定期監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督，及時查處新能源企業價格串通、哄抬價格、濫用市場支配地位等行為，當交易價格出現異常波動時，依法及時采取價格干預措施，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。

（二）規范政府行為

省有關部門和單位要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規則和運營規則來開展市場建設和電力交易，對用戶和發電企業不得設置不合理門檻，在交易組織、價格形成等過程中，不得進行不當干預。

（三）做好政策宣貫

開展市場培訓，宣貫政策要求、實施方案以及交易結算規則，幫助企業熟悉交易規則和流程，提升市場參與能力。強化溝通與協調，及時了解經營主體的意見和訴求，積極回應并解決問題。

本方案自2025年X月X日起實施，現行政策與本要求不符的，以此為準。