为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进新能源高质量发展，按照《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）精神，结合我省实际，制定本实施方案


一、总体思路

以构建新型电力系统为目标，落实国家“双碳”战略，以市场化改革为核心，新能源上网电价全面由市场形成，坚持“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”，推动新能源上网电量全面入市，通过市场化机制优化资源配置，促进新能源高质量发展。

坚持市场化改革。坚持市场化改革方向，深化能源管理体制改革，落实新能源市场主体价格责任，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。

坚持责任公平承担。不断完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。

坚持分类施策。区分存量和增量分类施策，综合电力用户承受能力和经济发展需要，保持政策的平稳过渡，维持市场主体投资建设积极性，适时开展效果评估，跟进完善政策。

坚持统筹协调。行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协调发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

坚持安全稳妥。政策实施过程中，充分考虑对电力市场建设的影响，做好市场供需预测和各类经营主体电价水平测算，防范市场风险，保障电力系统安全稳定运行。

二、主要任务

（一）推动新能源上网电量全面进入电力市场

集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电项目，上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。

（二）完善现货市场交易和价格机制

1.明确新能源参与市场方式。新能源项目报量报价参与现货市场的范围，按照贵州电力现货市场实施方案及细则执行。鼓励具备条件的新能源聚合后报量报价参与现货市场。其余作为价格接受者按所在节点直接参与实时市场结算。

2.做好日前市场与实时市场衔接。加快实现新能源项目自愿参与日前市场；新能源全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场出清。

3.合理设定现货市场限价。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑目前省内工商业用户尖峰电价水平和市场电源发电成本等因素确定，申报、出清价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，后续根据市场运行情况适时调整。价格上下限等具体参数见附表。

（三）完善中长期市场交易和价格机制

1.完善中长期市场交易规则。缩短中长期交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市，更好支持新能源全面入市交易。

2.健全适应新能源的中长期交易机制。实现各类电源公平参与市场，新能源与火电同台竞价，不得开展对特定用户实施优惠电价等的各类专场交易。允许交易双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。

3.合理确定中长期交易申报电量上限。新能源参与中长期交易的申报电量上限应扣减机制电量。

（四）完善绿色电力交易政策

1.完善绿色电力交易规则。省内绿色电力采用双边协商和挂牌的交易方式，其申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。纳入机制的电量不重复获得绿证收益。

2.做好机制电量对应绿证划转。项目机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户，由承担机制电量差价结算费用的用户共有，探索建立省级账户托管绿证的市场化分配机制。

（五）建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

1.建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量：市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按月开展差价结算，结算费用纳入系统运行费；加快实现初期不再开展其他形式的差价结算。

2.新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。

（1）存量项目

——项目范围，2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目。集中式风电、集中式光伏和分散式风电由能源主管部门负责确定名单，分布式光伏以项目的并网时间为准。2025年6月1日起，新能源项目只参与现货市场交易的，不影响其存量项目认定。

——电量规模，妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，110千伏以下项目机制电量比例为100%，110千伏及以上项目机制电量比例为80%，其可在此范围内自主确定执行机制的电量比例，次年纳入机制电量比例不得高于上一年水平。

——机制电价，执行我省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。

——执行期限，达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。

（2）增量项目

——项目范围，2025年6月1日（含）以后投产且未纳入机制电价的新能源增量项目。

——电量规模，2025年首次竞价电量规模与2024年新能源非市场化比例适当衔接，按2025年6月1日至12月31日期间预计新建投产新能源上网电量的77%确定。此后，我省每年根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素动态调整，并在竞价前予以公布。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。单个项目申请纳入机制的电量，不得超过其当期全部上网电量的90%。对于竞价周期内已签约的中长期交易电量、绿证电量，相应调减竞价申报比例上限。

——竞价上下限，竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定下限，具体见附表。

——机制电价，新能源按同类型项目自愿参与竞价形成，竞价时按报价从低到高确定入选项目。机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得超出竞价限价范围；价格相同时，按申报时间的先后顺序确定入选项目，直至满足竞价总规模。若入选的最后一个项目出清规模低于其申报电量规模50%时，则不予入选，且不再递补。

——执行期限，增量新能源项目执行期限12年。

3.明确分月机制电量结算规则。分月机制电量统一按年度机制电量规模比例进行结算，不跨月跨年清算。已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量规模，则当年缺额部分电量不进行跨年滚动。

4.明确市场交易均价计算规则。用于机制电量差价电费结算的市场交易均价，现货模式下，按照月度发电侧实时市场同类项目（光伏或风电）加权均价确定。

5.明确机制退出规则。已纳入机制的新能源项目，其机制电量可在每年开展竞价前自主向电网企业申请全部或部分退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿申请退出的部分，均不再纳入机制执行范围。

（六）优化代理购电电量采购机制

电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源，以报量不报价方式参与市场出清，代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。

（七）做好与新能源消纳的衔接

新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。纳入电力平衡的新能源按照系统运行需要公平承担调节责任。

四、保障措施
（一）加强电价监测和电力市场价格行为监管

定期监测新能源交易价格波动情况，评估价格波动的合理性，鼓励市场主体参与价格监督，及时查处新能源企业价格串通、哄抬价格、滥用市场支配地位等行为，当交易价格出现异常波动时，依法及时采取价格干预措施，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。

（二）规范政府行为

省有关部门和单位要坚持市场化方向，按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易，对用户和发电企业不得设置不合理门槛，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。

（三）做好政策宣贯

开展市场培训，宣贯政策要求、实施方案以及交易结算规则，帮助企业熟悉交易规则和流程，提升市场参与能力。强化沟通与协调，及时了解经营主体的意见和诉求，积极回应并解决问题。

本方案自2025年X月X日起实施，现行政策与本要求不符的，以此为准。