各设区市发展改革委(能源局)、杨凌示范区发展改革局,国家能源局西北监管局,国网陕西省电力有限公司、陕西电力交易中心,各有关发电企业:

根据《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)精神及要求,我委研究制定了《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》,现印发给你们,请认真组织落实。

                                 陕西省发展和改革委员会

                                 2025年10月31日

陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案

为全面贯彻落实党中央、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,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)要求,结合陕西实际,制定本实施方案。

一、总体目标

充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求,推动新能源上网电量(风电、太阳能发电,下同)全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。建立适应我省新能源发展特点的可持续发展价格结算机制,保持存量项目政策衔接,稳定增量项目收益预期,促进新能源高质量发展,更好支撑发展规划目标实现。

二、重点任务

(一)推动新能源上网电量全面参与电力市场交易。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场,上网电价通过市场交易形成。新能源项目以报量报价方式参与交易,其中分布式新能源项目(分布式光伏、分散式风电,下同)可直接参与交易,也可聚合后参与交易,如未参与交易申报,则作为价格接受者按月度发电侧实时市场同类项目(区分风电、光伏两类,下同)加权均价进入市场。

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)完善电力现货市场交易和价格机制。新能源全部上网电量参与实时市场,自愿参与日前市场。统筹考虑工商业用户尖峰电价水平和新能源在电力市场外可获得的其他收益,自2026年1月1日起,我省现货市场申报价格上限、下限调整为每千瓦时1元、0元。我委将会同国家能源局西北监管局根据国家政策和市场运行情况,动态调整现货市场规则及限价。

(三)健全电力中长期市场交易和价格机制。推动新能源公平参与市场交易。允许供需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、结算参考点等内容,并根据实际灵活调整。适当放宽发电侧中长期签约比例要求,用户侧中长期合约签约比例相应调整。中长期市场分时价格可根据现货市场价格信号形成。除机制电量外的上网电量可参与中长期市场交易,申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。我委将会同国家能源局西北监管局根据国家政策和市场建设情况,适时调整中长期交易规则和价格机制。

鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议,提前管理市场风险,形成稳定供求关系。电力交易机构应在合理衔接、风险可控的前提下,探索组织开展多年期交易。

(四)完善绿电绿证交易机制。省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易,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,不开展集中竞价、滚动撮合交易。纳入可持续发展价格结算机制的电量,不重复获得绿证收益。

(五)建立新能源可持续发展价格结算机制。2025年6月1日以前全容量投产(投产容量以达到核准或备案容量为准;投产日期集中式新能源项目以电力业务许可证为准,其他新能源项目以电网企业业务系统为准,下同)的新能源存量项目,以及千村万户“光伏+”乡村振兴示范项目:(1)分布式新能源、光伏扶贫(扶贫容量)及领跑者项目上网电量全部纳入机制电量规模。对集中式光伏、风电设置改革过渡期,2026年-2030年按上网电量的75%纳入机制电量,此后根据政策执行情况予以优化调整。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量,但不得高于上一年。(2)机制电价按我省煤电基准价执行,其中榆林地区分别按当地煤电基准价执行。(3)执行期限按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份(具体到月)与投产满20年对应年份(具体到月)较早者确定。(4)我委将根据上述原则制定存量机组项目清单。

2025年6月1日起全容量投产的新能源增量项目:(1)机制电量总规模根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况,以及用户承受能力动态调整。首次竞价纳入机制电量的规模,按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的新能源项目预计年度上网电量的75%确定。(2)每年10月底前开展次年机制电量竞价工作,竞价主体为已投产和次年年内投产、且未纳入过机制执行范围的风电、光伏发电项目,机制电价及单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成。(3)单个项目申报的机制电量规模不超过其预计上网电量的90%。(4)竞价工作由国网陕西省电力有限公司组织开展。竞价时按报价从低到高确定入选项目,机制电价按入选项目最高报价确定,首次竞价上限不高于每千瓦时0.3545元、下限不低于每千瓦时0.23元。我委将考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素,适时调整竞价上、下限。(5)执行期限考虑回收初始投资确定为12年,起始时间按项目申报的投产时间(具体到月)确定,入选时已投产的项目按入选时间确定。

已纳入机制的新能源项目,执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期,或在期限内自愿退出的,均不再纳入机制执行范围。

(六)新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。机制电量每月按机制电价开展差价结算,差价结算费用=机制电量×(机制电价-市场交易均价)。差价结算费用纳入系统运行费,按月由全体工商业用户分摊或分享。市场交易均价按月度发电侧实时市场同类项目加权均价确定。机制电量不再开展其他形式的差价结算。单个项目机制电量按比例分解至月度,机制电量比例=(年度机制电量÷预计年度上网电量)×100%,月度机制电量=月度实际上网电量×机制电量比例。当年已结算机制电量达到年度规模,则当月超出部分电量及后续月份不再执行机制电价;已结算机制电量年底未达到年度规模,则不足部分电量不再执行机制电价,不跨年滚动。

2025年6月1日至2025年12月31日新能源项目上网电量、电价仍按现行政策及市场规则执行。2026年1月1日起,纳入机制的电量按机制电价结算。集中式新能源项目全容量投产时间晚于其申报投产时间的上网电量,按机制电价与市场交易均价的差额进行清算;早于其申报投产时间的上网电量,可参与市场交易。

三、配套措施

(一)强化政策协同。享有财政补贴的新能源项目,全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。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。各地不得向新能源不合理分摊费用,不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。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。

(二)加强监测评估。电力企业和市场运营机构要监测新能源市场交易价格、发电成本和收益变化、终端用户电价水平等情况,如发现异常波动,应及时向我委报告;同时认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响,确保新能源上网电价市场化改革平稳有序推进。

(三)做好贯彻落实。我委将会同国家能源局西北监管局根据职责加强市场监管,保障新能源公平参与交易,促进市场平稳运行。电网企业要做好结算和合同签订等工作,对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。市场运营机构要尽快完善电力市场交易规则,规范信息披露行为,及时发布市场运行情况及新能源市场交易价格。

附件: 陕西省增量新能源项目机制电价竞价细则

附件

陕西省增量新能源项目机制电价竞价细则

为明确陕西省增量新能源项目机制电价竞价模式、方式及流程,保证竞争公平、审核公正、结果公开,制定本竞价细则。

一、竞价模式

(一)竞价组织

竞价工作由省发展改革委委托并指导国网陕西省电力有限公司(以下简称“省电力公司”)开展。竞价工作依托新能源云、网上国网、“95598智能互动”网站等省电力公司对外服务平台的竞价业务功能模块(以下简称“竞价平台”)开展。

(二)竞价主体及资质

1.主体范围

2025年6月1日(含)后全容量并网的新能源项目,不含已纳入机制范围的项目。2025年首次竞价时,项目全容量并网时间应为2026年12月31日(含)前。

(1)竞价公告发布时已全容量并网的新能源项目。项目实际并网容量大于核准(备案)文件规定容量的97%,视为全容量,项目容量按两者较小值确定。

(2)竞价公告发布时未投产,但经项目单位评估,可按期全容量并网的新能源项目。

(3)竞价主体应为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同权利的法人或自然人(仅针对户用分布式光伏项目)。分布式新能源项目可自主参与或由聚合商代理竞价。

2.资质要求

(1)已投产项目。集中式新能源项目应提供核准(备案)文件、营业执照、项目基本信息、电力业务许可证、发电户号、《竞价信息承诺书》、与电网企业签订的并网调度协议等。

分布式新能源项目应提供项目核准(备案)文件、营业执照(自然人提供身份证明)、项目基本信息、发电户号、《竞价信息承诺书》、与电网企业签订的购售电合同等。10千伏及以上电压等级并网的分布式新能源项目还需提供与电网企业签订的并网调度协议。

(2)未投产项目。集中式新能源项目应提供电力规划(年度建设方案)或核准(备案)文件、营业执照、项目基本信息、《竞价信息承诺书》等。

分布式新能源项目应提供核准(备案)文件、营业执照(自然人提供身份证明)、项目基本信息、《竞价信息承诺书》等。

(3)分布式电源聚合商为陕西电力交易中心已注册的售电公司或虚拟电厂(负荷聚合商),应提供与所聚合用户签订的委托代理协议、本竞价细则要求的分布式项目资料、《竞价信息承诺书》等。同一场次中,同一分布式项目只可选择一家代理商作为其竞价代理机构。分布式电源聚合商每次竞价代理项目总容量不高于20万千瓦。

(三)竞价电量规模

每年新增纳入机制的电量规模,根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。

1.现阶段暂按风电、光伏两种类型组织开展竞价工作,不同类型纳入机制电量的规模,由省发展改革委结合规划目标等因素确定。

2.单个项目上网电量规模根据装机容量乘以陕西省同类型电源(区分风电、光伏)平均发电利用小时数并扣除厂用电后确定。

项目申报规模上限=项目装机容量×上年度同类型电源平均发电利用小时数×(1-平均厂用电率)×比例上限。其中平均发电利用小时数、平均厂用电率由省发展改革委明确,在竞价公告中发布。

分布式项目机制电量结算时应扣除自发自用电量,即实际结算机制电量=竞得机制电量-自发自用电量。

(四)竞价方式

1.新能源项目申报价格应在竞价上下限内,申报价格含增值税,单位为“元/千瓦时”。

2.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。如多个项目按出清价格申报,则按申报电量占比分配剩余竞价电量。如项目入选电量占申报电量的比例低于50%,取消最后入选项目的入选结果,机制电价按前一个入选项目的申报价格确定。

3.设置申报充足率参数,申报充足率=∑该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模。价格出清前进行申报充足率检测,当竞价主体申报电量规模不满足申报充足率要求时,竞价电量规模自动缩减至符合要求。

(五)执行期限

已投产项目自入选机制的次年1月1日起执行,未投产项目自承诺全容量并网日期的次月起执行,执行期限12年。

(六)时间安排

原则上每年10月底前组织下一年度竞价工作。

二、竞价流程

(一)竞价准备阶段

省电力公司收到省发展改革委发布的年度竞价通知后,在5个工作日内发布年度竞价公告,公告内容包括竞价电量规模、竞价上下限、申报充足率、监督联系方式等。

(二)资质审核阶段

1.提交竞价材料。参与竞价的新能源项目应根据竞价公告,在规定期限内通过竞价平台填报信息、提交资质材料及申报电价。申报电价提交期限截止后自动封存,不得更改。

2.审核竞价资质。材料提交截止日后5个工作日内,省发展改革委和省电力公司对提交材料的合规性、完整性进行审核。审核中发现材料缺失的,竞价主体应在3个工作日内补齐并申请再审,逾期未补齐或再审未通过的,取消竞价资格。

3.公示审核结果。通过审核的项目名单在竞价平台进行公示,公示期3个工作日。

(三)竞价实施阶段

1.机制电价出清。审核结果公示后,按上述规则对审核通过的竞价主体进行价格出清。

2.公示竞价结果。竞价结束后2个工作日内,省电力公司在竞价平台公示拟入选项目,公示期3个工作日。如竞价主体对公示结果有异议,须在公示期内以书面形式提出,并提供相关证明材料。异议处理结果经省发展改革委审核后,由省电力公司通知竞价主体。公示期内未提出异议的,视为认可竞价结果。

3.发布竞价结果。公示期结束且各方无异议后,省电力公司报请省发展改革委审定竞价结果,审定后正式发布。

4.及时签订协议。省电力公司与入选项目签订含差价结算条款的购售电合同或差价结算协议,聚合入选的项目由代理聚合商签订。

三、保障措施

(一)考核机制

参与竞价的新能源项目实际投产时间晚于申报投产时间未超过6个月,实际投产前的机制电量自动失效,不纳入后续月份;实际投产时间晚于申报投产时间6个月以上的,当次竞价入选结果作废,并取消该项目3年内竞价资格。

(二)申报主体责任

各竞价主体应依法合规参与竞价工作,不得滥用市场力操纵价格、串通报价及扰乱竞价秩序。对涉嫌违法违规的竞价主体,由有关部门依法依规处置,其所属省级公司全部项目当次入选结果作废,并取消其所属省级公司3年内竞价资格。

(三)竞价组织责任

竞价组织方及相关工作人员要严格遵守保密规定,严禁擅自对外泄露项目申报信息等内容。