儲能中國網獲悉，7月28日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布關于《自治區(qū)深化新能源上網電價市場化改革實施方案(征求意見稿)》公開征求意見的公告(進行中)。

　　征求意見稿表示，新能源項目(風電、光伏發(fā)電，下同)上網電量原則上全部進入電力市場，上網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。

　　建立健全現貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場，實現自愿參與日前市場。寧夏電力現貨市場申報價格暫定上限為0.56元/千瓦時、下限為0元/千瓦時，后續(xù)根據電力市場運行情況適時調整。

　　征求意見稿指出，2025年6月1日以前投產的新能源存量項目，銜接現行保障性新能源電量規(guī)模，分布式(分散式)項目上網電量全部納入機制電量，集中式光伏、風電項目上網電量中納入機制電量的比例各為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與項目投產滿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。

　　2025年6月1日起投產的新能源增量項目，初期納入機制的電量規(guī)模與現有新能源價格非市場化比例適當銜接，暫按照全區(qū)增量新能源項目年度預測上網電量的10%確定。每年新增納入機制的電量規(guī)模，可根據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整。增量新能源項目機制電價通過統一競價形成。已投產和未來12個月內投產、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。納入機制的增量項目執(zhí)行期限為10年。

　　原文如下：

　　自治區(qū)發(fā)展改革委關于《自治區(qū)深化新能源上網電價市場化改革實施方案(征求意見稿)》公開征求意見的公告(進行中)

　　為持續(xù)深化電力市場化改革，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，支持新能源產業(yè)高質量發(fā)展，按照國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)要求，結合自治區(qū)實際情況，我委起草了《自治區(qū)深化新能源上網電價市場化改革實施方案(征求意見稿)》，現公開征求意見。

　　此次公開征求意見時間為2025年7月28日至2025年8月6日，歡迎有關單位和社會各界人士提出意見建議。

　　聯系電話：0951-6038207，電子郵箱：nxwjjgc@126.com。

　　附件：自治區(qū)深化新能源上網電價市場化改革實施方案(征求意見稿)

　　寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委

　　2025年7月28日

　　自治區(qū)深化新能源上網電價

　　市場化改革實施方案(征求意見稿)

　　為充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，加快構建新型電力系統，推動新能源高質量發(fā)展，根據國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(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、推動新能源上網電價全面由市場形成

　　(一)推動新能源上網電量參與市場交易。新能源項目(風電、光伏發(fā)電，下同)上網電量原則上全部進入電力市場，上網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。建立健全現貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場，實現自愿參與日前市場。寧夏電力現貨市場申報價格暫定上限為0.56元/千瓦時、下限為0元/千瓦時，后續(xù)根據電力市場運行情況適時調整。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、曲線等內容，并根據實際靈活調整。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。對納入機制的新能源電價水平(以下簡稱機制電價)，高于或低于市場交易均價的部分，納入系統運行費用，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日以前投產的新能源存量項目，銜接現行保障性新能源電量規(guī)模，分布式(分散式)項目上網電量全部納入機制電量，集中式光伏、風電項目上網電量中納入機制電量的比例各為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與項目投產滿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。

　　(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日起投產的新能源增量項目，初期納入機制的電量規(guī)模與現有新能源價格非市場化比例適當銜接，暫按照全區(qū)增量新能源項目年度預測上網電量的10%確定。每年新增納入機制的電量規(guī)模，可根據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整。增量新能源項目機制電價通過統一競價形成。已投產和未來12個月內投產、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。納入機制的增量項目執(zhí)行期限為10年。

　　(六)新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。電網企業(yè)按月開展差價結算，電力現貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價根據同類項目(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;電力現貨市場連續(xù)運行時，市場交易均價根據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參與中長期、日前市場結算。

　　(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，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)行期限內可自愿申請退出，執(zhí)行到期或在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

　　三、建立改革協同聯動工作機制

　　(八)強化政策協同。強化改革與規(guī)劃協同，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，推動新能源高質量發(fā)展。強化改革與綠證政策協同，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。強化改革與市場協同，新能源參與市場后因報價策略等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協同，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、上網等的前置條件。

　　(九)加強組織協作。相關部門要周密組織，協同聯動，形成推動改革舉措落實落細的工作合力。自治區(qū)發(fā)展改革委會同寧夏能源監(jiān)管辦等部門制定與本方案配套的實施細則，完善電力現貨市場、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。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

　　(十)做好跟蹤評估。各相關部門要及時回應社會關切，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，如遇國家政策調整，按國家規(guī)定執(zhí)行。

　　來源：寧夏回族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會