8月27日，云南省發(fā)展和改革委員會、云南省能源局、國家能源局云南監(jiān)管辦公室聯(lián)合印發(fā)《云南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》的通知。

文件要求，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入市場化，對存量項目與增量項目進行區(qū)分。存量項目區(qū)分帶補貼項目與平價項目，平價項目則根據(jù)并網(wǎng)時間不同明確機制電量規(guī)模。

存量項目

集中式光伏電量規(guī)模：1、帶補貼項目上網(wǎng)電價由市場交易形成，財政補貼繼續(xù)執(zhí)行國家相關(guān)政策；

2、2021年1月1日—2023年7月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的100%；

3、2023年8月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的80%；

4、2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的65%；

5、2024年7月1日—2025年5月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的55%。

分布式光伏、分散式風(fēng)電機制電量為月度電量的100%

機制電價：執(zhí)行燃煤發(fā)電基準價0.3358元/千瓦時。

執(zhí)行期限：達到全生命周期合理利用小時數(shù)或項目投產(chǎn)滿20年后，不再執(zhí)行機制電價。

增量項目

電量規(guī)模：每年新增的機制電量規(guī)模，按照國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況確定。

競價上下限：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；競價下限考慮先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本確定

執(zhí)行期限：增量新能源項目執(zhí)行期限12年。

原文如下:

云南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案

為貫徹落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)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）要求，平穩(wěn)有序推進新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作，結(jié)合云南實際，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)電量全面進入電力市場。新能源項目（含集中式光伏和風(fēng)電、分布式光伏、分散式風(fēng)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，也可接受市場形成的價格。分布式光伏、分散式風(fēng)電可選擇直接參與、聚合參與或作為價格接受者參與市場，未選擇直接參與或聚合參與市場的，作為價格接受者參與。

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(guān)政策執(zhí)行。

（二）完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，推動新能源公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮工商業(yè)用戶尖峰電價等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益（可再生能源發(fā)電補貼、綠證收益）等因素確定，并根據(jù)市場運行情況適時調(diào)整。

（三）健全中長期市場交易和價格機制。完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。允許供需雙方結(jié)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，結(jié)合新能源發(fā)電情況可以適當降低中長期簽約比例。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，指導(dǎo)昆明電力交易中心具備條件時探索組織開展多年期交易。

二、建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制

（一）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省發(fā)展改革委會同省能源局等有關(guān)單位明確。對納入機制的電量（以下簡稱機制電量），市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目分攤（分享）。

（二）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日前全容量并網(wǎng)的存量新能源項目，銜接現(xiàn)行政策，按照《云南省發(fā)展和改革委員會 云南省能源局關(guān)于云南省光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（云發(fā)改價格〔2023〕319號）《云南省發(fā)展和改革委員會 云南省能源局關(guān)于進一步完善風(fēng)電上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（云發(fā)改價格〔2023〕665號）《云南省發(fā)展和改革委員會 云南省能源局關(guān)于進一步完善新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（云發(fā)改價格〔2023〕1264號）等文件執(zhí)行。其中：

1.集中式光伏。一是享受財政補貼的，上網(wǎng)電價由市場交易形成，財政補貼繼續(xù)執(zhí)行國家相關(guān)政策；二是2021年1月1日—2023年7月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的100%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價（0.3358元/千瓦時，下同）；三是2023年8月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的80%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價；四是2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的65%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價；五是2024年7月1日—2025年5月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的55%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價。

2.集中式風(fēng)電。一是享受財政補貼的，上網(wǎng)電價由市場交易形成，財政補貼繼續(xù)執(zhí)行國家相關(guān)政策；二是2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的60%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價；三是2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的50%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價；四是2024年7月1日—2025年5月31日全容量并網(wǎng)的，機制電量為月度上網(wǎng)電量的45%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價。

3.分布式光伏、分散式風(fēng)電。機制電量為月度上網(wǎng)電量的100%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價。

4.扶貧光伏。機制電量為月度上網(wǎng)電量的100%，機制電價為燃煤發(fā)電基準價。

參照可再生能源發(fā)電補貼政策關(guān)于全生命周期利用小時數(shù)的有關(guān)規(guī)定，存量項目機制電價執(zhí)行期限按各項目2025年5月底剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與全容量并網(wǎng)滿20年對應(yīng)年份較早者確定，到期后不再執(zhí)行機制電價，由市場交易形成上網(wǎng)電價。

（三）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日起全容量并網(wǎng)的新能源增量項目，由省發(fā)展改革委會同省能源局等有關(guān)單位明確機制電量規(guī)模、競價上下限和單個項目申報電量區(qū)間等參數(shù)，具體在競價公告中予以明確。

1.機制電量規(guī)模。每年新增的機制電量規(guī)模，按照國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。

2.機制電價。機制電價由新能源項目（已全容量并網(wǎng)和未來12個月內(nèi)全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目，首次競價為2025年6月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的項目）自愿參與競價形成。競價時按申報價格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但不高于競價上限確定，支持分布式光伏、分散式風(fēng)電項目委托代理商參與競價工作。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；競價下限考慮先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本確定，視情逐步取消。

3.執(zhí)行期限。2025年6月1日起全容量并網(wǎng)的增量項目，機制電價執(zhí)行期限為12年，執(zhí)行期限到期后不再執(zhí)行機制電價，由市場交易形成上網(wǎng)電價。

（四）按月分解機制電量并開展差價結(jié)算。針對省內(nèi)消納的新能源電量，初期采用事前確定機制電量比例，事后根據(jù)實際上網(wǎng)電量和機制電量比例確定每月機制電量。云南電網(wǎng)公司每月對機制電量按機制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用；初期不再開展其他形式的差價結(jié)算。

（五）市場交易均價確定原則。按照項目類型，分光伏、風(fēng)電確定市場交易均價。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，用于機制電量差價結(jié)算的市場交易均價按照同類型機組月度中長期交易加權(quán)均價確定；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價按照同類型機組月度實時市場分時節(jié)點加權(quán)均價確定。2025年市場交易均價確定原則與現(xiàn)行政策妥善銜接。

（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的退出規(guī)則。鼓勵新能源項目通過設(shè)備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定機制電量比例，但不得高于上一年。

三、保障措施

（一）強化工作落實。省發(fā)展改革委牽頭組織制定配套細則，做好影響測算分析，加強政策宣傳解讀，周密組織貫徹落實。省能源局積極推動分布式光伏、分散式風(fēng)電逐步適應(yīng)市場競爭，統(tǒng)籌確定機制電量規(guī)模。云南能源監(jiān)管辦加大對電力市場中經(jīng)營主體串通報價、實施壟斷協(xié)議、濫用市場支配地位等違規(guī)行為的查處力度。市場銜接細則、競價細則及結(jié)算細則另文明確。

（二）做好政策銜接。省內(nèi)綠電交易開展雙邊協(xié)商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格，不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。機制電量不重復(fù)獲得綠證收益。綠電交易對應(yīng)的綠證收益按照“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小”的原則確定。做好機制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)，建立省級專用綠證賬戶，機制電量對應(yīng)綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶。新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。

（三）完善信息披露。建立健全統(tǒng)一規(guī)范的“全市場、全品種、全周期、全主體”的電力市場信息披露體系，提高信息披露及時性、完整性和準確性。明確信息披露內(nèi)容，交易組織前披露參數(shù)信息、預(yù)測信息等，交易出清后披露市場申報、出清信息、交易和結(jié)算情況等，不斷提高電力市場披露信息的公開度和透明度。規(guī)范信息披露流程，加強信息披露監(jiān)管，保障公平市場競爭環(huán)境，促進電力市場穩(wěn)定運行。

（四）做好跟蹤評估。省發(fā)展改革委、省能源局牽頭組織云南電網(wǎng)公司、昆明電力交易中心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，定期評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，及時總結(jié)改革成效，優(yōu)化政策實施，持續(xù)加強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導(dǎo)作用。

云南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》政策解讀

近日，省發(fā)展改革委會同省能源局、云南能源監(jiān)管辦印發(fā)《云南省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》（以下簡稱《實施方案》），現(xiàn)解讀如下：

一、制定背景和過程

2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)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，以下簡稱136號文），推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，區(qū)分存量增量項目分類施策，要求各地2025年底前出臺實施方案。

為落實國家改革要求，省發(fā)展改革委會同省能源局等單位印發(fā)工作方案、組建專班、組織培訓(xùn)，扎實開展新能源企業(yè)調(diào)研、成本調(diào)查、新能源情況摸底等基礎(chǔ)工作，經(jīng)廣泛座談研討、借鑒經(jīng)驗，履行征求意見、專家論證、風(fēng)險評估、公平性審查、合法性審核、宏觀政策一致性評估、集體決策等程序，報省政府后印發(fā)《實施方案》。

二、主要內(nèi)容

《實施方案》承接136號文，結(jié)合我省新能源建設(shè)和產(chǎn)業(yè)培育的實際，立足于穩(wěn)定新能源投資預(yù)期，主要明確以下內(nèi)容：一是新能源項目上網(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。二是在市場外建立差價結(jié)算機制，機制電價高于或低于市場交易均價的部分，開展差價結(jié)算。三是以2025年6月1日為界，區(qū)分存量增量項目分類施策。存量項目與現(xiàn)行政策妥善銜接；對于增量項目，合理設(shè)置競價上下限和機制電量規(guī)模，組織經(jīng)營主體開展競價，明確執(zhí)行年限12年。四是明確部門分工、政策銜接、信息披露、跟蹤評估等保障措施。

三、配套措施

為確保我省新能源上網(wǎng)電價市場化改革平穩(wěn)落地，省發(fā)展改革委會同省能源局、云南能源監(jiān)管辦等單位同步開展相關(guān)工作：一是研究制定新能源參與電力市場銜接細則、新能源競價細則及結(jié)算細則等配套細則，細化明確新能源項目如何入市參與電能量交易、增量新能源項目參與競價、云南電網(wǎng)公司依據(jù)競價結(jié)果開展差價結(jié)算相關(guān)事宜。二是委托昆明電力交易中心開展模擬競價，引導(dǎo)企業(yè)提前熟悉競價規(guī)則，準確把握政策內(nèi)核。三是加強政策協(xié)同，結(jié)合南方區(qū)域電力市場運行情況，系統(tǒng)性優(yōu)化完善電力市場機制規(guī)則，促進電力資源高效配置，引導(dǎo)我省新能源產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展。