中國風電新聞網(wǎng)訊：9月12日，寧夏自治區(qū)發(fā)改委、西北能監(jiān)局正式印發(fā)《自治區(qū)深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》。

存量項目：

2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目，分布式（分散式）項目上網(wǎng)電量全部納入機制電量，集中式補貼項目機制電量比例為10%，2024年6月1日前投產(chǎn)的集中式平價項目機制電量比例為30%，2024年6月1日起投產(chǎn)的集中式平價項目機制電量比例為10%。

機制電價為寧夏燃煤發(fā)電基準價（0.2595元/千瓦時）。

執(zhí)行期限按照項目達到全生命周期合理利用小時數(shù)與項目投產(chǎn)滿20年較早者確定。執(zhí)行固定電價的新能源項目，按照原核定電價執(zhí)行。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

增量項目：

2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項目，初期納入機制的電量規(guī)模與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接，每年新增納入機制的電量規(guī)模，可根據(jù)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適時調(diào)整。

增量新能源項目機制電價通過統(tǒng)一競價形成。已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入機制執(zhí)行范圍的新能源項目自愿參與競價。

綜合考慮合理成本收益、綠色價值、市場供需、用戶承受能力、有序競爭等因素，競價上限暫設為0.2595元/千瓦時，下限為0.18元/千瓦時，后續(xù)視情況調(diào)整。

競價時按報價從低到高排序確定入選項目，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。村級光伏幫扶電站項目按照農(nóng)業(yè)農(nóng)村部門相關政策執(zhí)行。

納入機制的增量項目執(zhí)行期限為12年。

自治區(qū)深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）精神，結合寧夏實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網(wǎng)電量參與市場交易。新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可作為價格接受者參與交易。鼓勵分布式（分散式）新能源項目直接或通過聚合方式參與市場交易。

（二）完善市場交易和價格機制。建立健全現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場，實現(xiàn)自愿參與日前市場。寧夏電力現(xiàn)貨市場申報價格暫定上限為0.8元/千瓦時、下限為0.04元/千瓦時，后續(xù)根據(jù)電力市場運行情況適時調(diào)整。完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期、提高交易頻次。允許供需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(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整。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。

參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照國家跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。

二、建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制

（三）建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。在市場外建立差價結算機制。對市場交易均價低于或高于納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）的部分，納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。

（四）確定存量項目機制電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目，分布式（分散式）項目上網(wǎng)電量全部納入機制電量，集中式補貼項目機制電量比例為10%，2024年6月1日前投產(chǎn)的集中式平價項目機制電量比例為30%，2024年6月1日起投產(chǎn)的集中式平價項目機制電量比例為10%。機制電價為寧夏燃煤發(fā)電基準價（0.2595元/千瓦時）。執(zhí)行期限按照項目達到全生命周期合理利用小時數(shù)與項目投產(chǎn)滿20年較早者確定。執(zhí)行固定電價的新能源項目，按照原核定電價執(zhí)行。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

（五）確定增量項目機制電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項目，初期納入機制的電量規(guī)模與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接，每年新增納入機制的電量規(guī)模，可根據(jù)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適時調(diào)整。增量新能源項目機制電價通過統(tǒng)一競價形成。已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入機制執(zhí)行范圍的新能源項目自愿參與競價。綜合考慮合理成本收益、綠色價值、市場供需、用戶承受能力、有序競爭等因素，競價上限暫設為0.2595元/千瓦時，下限為0.18元/千瓦時，后續(xù)視情況調(diào)整。競價時按報價從低到高排序確定入選項目，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。村級光伏幫扶電站項目按照農(nóng)業(yè)農(nóng)村部門相關政策執(zhí)行。納入機制的增量項目執(zhí)行期限為12年。

（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。電網(wǎng)企業(yè)按月開展差價結算，電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價根據(jù)同類項目（初期項目類型分為風電、光伏，下同）月度中長期交易加權平均價格確定；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，市場交易均價根據(jù)實時市場月度加權平均價格確定。納入機制的電量初期不再開展其他形式的差價結算。

（七）納入機制的新能源項目變更及退出規(guī)則。新能源項目投資主體發(fā)生變更時，原電量規(guī)模、機制電價繼續(xù)執(zhí)行。在項目納入機制的電量規(guī)模范圍內(nèi)，每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出，執(zhí)行到期或在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

三、建立改革協(xié)同聯(lián)動工作機制

（八）強化政策協(xié)同。強化改革與規(guī)劃協(xié)同，做好實施方案與自治區(qū)新能源發(fā)展規(guī)劃目標的銜接，切實提升新能源消納水平，推動新能源高質(zhì)量發(fā)展。強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不再參加綠色電力交易，不重復獲得綠證收益。強化改革與市場協(xié)同，新能源參與市場后因報價策略等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源項目分攤不合理費用，不得將配建、租賃等方式配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。

（九）加強組織協(xié)作。相關部門要周密組織，協(xié)同聯(lián)動，形成推動改革舉措落實落細的工作合力。自治區(qū)發(fā)展改革委會同能源監(jiān)管部門制定與本方案配套的競價實施細則，完善電力現(xiàn)貨市場、中長期市場交易規(guī)則及綠色電力交易政策，確保方案實施后各項工作有效銜接、有序推進。國網(wǎng)寧夏電力公司會同電力交易機構負責搭建競價平臺，定期組織增量項目競價，做好新能源交易均價及結算情況公布；優(yōu)化居民農(nóng)業(yè)等保障性電量代理購電方式，優(yōu)發(fā)電量匹配保障性電量后仍有剩余或不足時，均通過市場化方式交易差額電量。

（十）做好跟蹤評估。各相關部門和單位要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，及時總結改革成效，優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。按照國家部署安排，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2025年10月1日起實施，如遇國家政策調(diào)整，按國家規(guī)定執(zhí)行。

▓來源：寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委

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