8月26—27日，《云南省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实施方案》（云发改价格〔2025〕720号）（以下简称“《云南新能源电价市场化实施方案》”）及配套《云南省新能源参与电力市场衔接细则》《云南省增量新能源项目竞价细则》《云南省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算细则》相继出炉。9月9日，云南首个增量新能源项目竞价公告也正式挂网。在“十四五”收官之际，约2000万千瓦新增新能源正排队入滇。云南作为南方区域首个正式出台落实《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，以下简称“136号文”）实施方案的省份，回答了“存量怎么稳、增量怎么竞”的问题，政策“发令枪”与项目“起跑线”同步到位，让企业投资、银行放贷、设备排产可预期，不少亮点值得业内关注。

2023年已建立存量项目

“市场补偿+逐步退坡”价格机制

在136号文出台之前，为稳定新能源发展预期，云南已经率先建立“全面入市+差价结算+逐步退坡+稳步疏导”的价格机制体系。在新能源全面进入电力市场的基础上，在市场外建立差价结算机制，结合新能源组件成本下降等因素，根据全容量并网时间，将一定比例的电量从市场价格补偿到燃煤发电基准价，并将差价资金逐步疏导到用户侧。可以说，云南政策已经基本具备136号文改革精神雏形。

（一）集中式新能源已全面入市。2016年起，云南就已经实施新能源上网电价与中央财政补贴分离的政策，推动集中式光伏、风电全面进入市场。其中，原执行燃煤发电基准价的部分直接参与电力市场、由市场交易形成上网电价或执行市场均价，并推动公平承担相应调节责任，中央财政补贴继续执行国家原制定标准。

（二）建立支持新能源发展的差价结算机制。2021年，国家全面取消可再生能源电价附加补助资金，云南市场价格以水电成本为基准形成，新能源全部进入市场后难以与水电同台竞价。为稳定新能源发展预期，2023年以来，云南连续出台新投光伏、风电上网电价政策，发布了《关于云南省光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（云发改价格〔2023〕319号）等多份文件，锚定燃煤发电基准价建立差价结算机制，并充分考虑成本下降等因素，对电量保障规模逐步退坡，即根据新能源项目全容量并网时间，逐步降低差价结算的电量比例。

在集中式光伏方面，2021年1月1日—2023年7月31日全容量并网的，月度全部上网电量在清洁能源市场交易均价基础上差价结算至云南省燃煤发电基准价（0.3358元/千瓦时，下同）；2023年8月1日—12月31日全容量并网的，月度上网电量的80%差价结算；2024年1月1日—6月30日全容量并网的，月度上网电量的65%、7月1日—12月31日全容量并网的，月度上网电量的55%差价结算。根据《云南新能源电价市场化实施方案》，2025年6月1日前全容量并网的存量新能源项目按现行政策执行。具体如下：

（三）稳步将电费差额疏导到电力用户。在建立“差价结算+逐步退坡”政策的基础上，对2023年5月1日—12月31日新能源市场交易均价与执行燃煤发电基准价之间的差额，15%由工商业用户月度用电量超过年度交易当月签约电量的部分按电量等比例承担，用户分担金额不超过0.02元/千瓦时。2024年起，新增合规新能源项目全电量参与电力市场，并按市场规则交易及结算，上网电价超过市场均价的部分由全体工商业用户按用电量比例分摊，推动用户逐步适应分摊费用，避免用户电价大幅波动。

从近年能源发展数据看，云南新能源政策兼顾保供应与稳价格，有效促进了新能源项目加快投产发电。2023年，云南全省新投新能源装机2086万千瓦，同比增长140.5%；全年新能源发电量410亿千瓦时，同比增发148亿千瓦时，增长56.5%。2024年，云南新投新能源3856万千瓦，同比增长84.8%，新能源总装机达5394万千瓦，占总电源的35.5%，全年新能源发电量737亿千瓦时。截至2025年6月底，云南全省新能源装机6771万千瓦，其中风电装机1687万千瓦，光伏装机5084万千瓦，新能源已成为第二大电源。

稳定增量项目预期，承前启后

推动新能源高质量发展

《云南新能源电价市场化实施方案》不仅严格落实国家要求，在梳理明确存量新能源市场化价格政策基础上，很好地兼顾了“电厂与用户”、“历史与未来”。配套细则和首次竞价公告充分考虑到了未来光伏组件成本变动情况和省内电力供需形势，对首次竞价的增量项目（2025年6月1日—2025年12月31日全容量并网项目）合理制定竞价有关边界，具有以下几个特点：

一是设置分段竞价机制。充分借鉴电力市场理论，引入增量项目分段竞价机制，要求竞价企业将申报电量进行拆分，从低价开始逐段提高价格申报竞价电量，从而避免竞价项目恶性竞争，影响项目可持续发展。

二是考虑风电光伏成本差异分类施策。区分项目类型、根据项目成本差异合理设置竞价下限，光伏和风电下限设为0.22元/千瓦时和0.18元/千瓦时，并分别设置机制电量规模、单个项目机制电量比例，分类型确定市场交易均价，支持各类新能源公平高质量发展。

三是机制电量总规模较存量适度扩大。机制电量总规模为光伏上网电量的60%，风电上网电量的50%，分别较存量项目规模提高5个百分点。明确按全部上网电量的比例确定单个项目机制电量，未设置电量规模上限，促进企业稳发多发。

四是适度控制竞价项目竞争程度。将单个光伏、风电项目申报电量上限分别设置为75%和65%（竞价充足率约为1.1），既落实国家关于新能源项目机制电量和电价必须市场化竞争形成的要求，又在《云南新能源电价市场化实施方案》实施初期适度控制竞争激烈程度，避免出现项目无序竞争局面。

五是机制电价执行时限较长。云南设置增量项目机制电价执行期限为12年，给予项目更长的价格保障时间。

云南实施方案不仅从“稳存量”过渡到“促增量”，从集中式到分布式、从现货到绿电、从价差结算到退出通道，把可能遇到的堵点、痛点、风险点全部“预装”进政策，通过制度创新巩固“西电东送”大后方，也兼顾市场活力，吸引硅棒、电池片、数据中心等下游产业加速落地。

作者： 来源：南方能源观察 责任编辑：jianping