《廣西壯族自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案》政策解讀

一、出臺背景和依據

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神及黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發展，2025年2月，國家發展改革委、國家能源局印發《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展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱136號文），明確所有新能源項目上網電量全部進入電力市場，并建立可持續發展價格結算機制，促進新能源高質量發展。要求各地在2025年底前出臺并實施具體方案。

按照136號文改革要求，自治區發展改革委會同自治區能源局等有關單位按照國家改革思路，在系統研究廣西電源電網發展和電力市場建設情況，并開展新能源項目成本調查基礎上，經多次研究討論、多方征求意見后反復完善，制定了《廣西壯族自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案》（以下簡稱《實施方案》），經自治區人民政府審定后，由自治區發展改革委、自治區能源局于2025年12月25日聯合印發。

二、《實施方案》的主要內容

《實施方案》主要內容包括五個方面。一是新能源上網電價全面由市場形成。推動新能源項目（風電、太陽能發電）上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格，不再執行政府定價。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。二是建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，對其納入可持續發展價格結算機制的電量（以下簡稱機制電量），按照可持續發展價格（以下簡稱機制電價）與電力市場交易均價之間差價進行“多退少補”，差價結算費用納入系統運行費用由全體工商業用戶分攤或分享。三是分類施策合理確定機制電量和機制電價。考慮不同時期新能源建設成本、財政補貼和政策差異，區分存量項目（2025年6月1日以前投產項目）和增量項目（2025年6月1日及以后投產項目），分別確定機制電量規模和機制電價水平。同時，考慮到我區除分布式新能源、競爭性配置的海上風電項目以外的新能源項目已全電量進入電力市場的實際情況，對已參與電力市場交易新能源項目設置過渡期政策，充分銜接現行電力市場實際。四是強化政策協同促進新能源高質量發展。強化與電力中長期市場、現貨市場規則協同。強化與新能源發展規劃、電網企業代理購電機制、地方電網和增量配電網政策、綠電綠證交易政策協同。五是做好改革措施落地落實保障。強化政策執行，建立發電成本常態化調查制度，加強風險防控，及時總結改革成效，結合實際優化政策措施。適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化，條件成熟時擇機退出。

三、新能源項目機制電量、機制電價和執行期限

（一）2025年6月1日以前投產的新能源存量項目

1.全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目、2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目：（1）機制電量。100%上網電量納入機制電量。（2）機制電價。參考廣西現行平均燃煤發電基準價0.4207元/千瓦時（含稅，下同）執行，海上風電項目按照競爭性配置相關文件明確的上網電價執行。（3）執行期限。參照國家有關文件規定，納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執行機制電價；海上風電項目投產滿20年后，不再執行機制電價。

2.已進入電力市場的新能源項目：為做好新能源可持續發展價格結算機制與廣西電力市場交易政策的有效銜接，對已進入電力市場的新能源項目實行過渡政策。（1）機制電量。2025年已進入電力市場的新能源項目上網電量的50%納入機制電量。（2）機制電價。適當銜接2025年廣西電力市場電能量交易價格，暫定為0.34元/千瓦時。（3）執行期限。結合廣西新能源項目和電力市場發展等有關情況，過渡期暫定為3年,視實際情況調整。

（二）2025年6月1日起投產的新能源增量項目

1.機制電量。首次納入機制的電量規模適當銜接2024年新能源保障利用小時數，按照全區新能源增量項目年度預測上網電量的40%確定。后續新增納入機制的電量規模動態調整。2.機制電價。首次增量新能源項目競價上限暫定為0.36元/千瓦時，競價下限暫定為0.15元/千瓦時。后續年度競價上下限水平在每年競價公告前另行明確。3.執行期限。入選的增量項目機制電價執行期限為12年。

四、新能源增量項目機制電價競價

《實施方案》印發后，自治區隨后將印發競價相關細則，對機制電價競價組織、規則、流程等事項進一步明確，確保相關工作順利開展。

五、新能源項目機制電量結算

《實施方案》印發后，自治區隨后將印發結算相關細則，對新能源項目機制電量結算執行的全流程進行系統規范，確保結算公平、公正、高效。