為加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，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)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）工作要求，結合省情實際，省發(fā)展改革委牽頭起草了《青海省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，在征求相關部門、電網(wǎng)企業(yè)及各發(fā)電企業(yè)意見建議的基礎上已作了修改完善，現(xiàn)面向全社會公開征求意見，歡迎社會各界踴躍參與，積極建言獻策。根據(jù)國家發(fā)展改革委工作時序要求，此次公開征求意見自2025年9月8日起，至9月12日結束。相關意見建議，請于9月12日18時前通過電子郵件方式反饋我委（價格管理處）。

聯(lián)系人：趙明奇

聯(lián)系方式：0971-6305741

電子郵箱:qhsfgwjgc@163.com

青海省發(fā)展和改革委員會

2025年9月8日

青海省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

（公開征求意見稿）

為全面貫徹黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制決策部署，更好適應新時代能源電力高質量發(fā)展要求，健全完善充分反映市場供需的上網(wǎng)電價形成機制，持續(xù)增強市場價格對新能源發(fā)展的引導作用，有效解決制約能源電力改革和發(fā)展中的深層次矛盾，為青海清潔能源產業(yè)高地建設注入新動能，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)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），《關于印發(fā)<電力市場計量結算基本規(guī)則>的通知》(發(fā)改能源規(guī)〔2025〕976號）等文件要求，結合省情實際，制定本實施方案。

一、基本原則

（一）推動新能源（風電、太陽能）上網(wǎng)電量全部參與電力市場交易，上網(wǎng)電價通過市場交易形成，實現(xiàn)新能源上網(wǎng)電價的全面市場化。

（二）區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，做好存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，保障政策平穩(wěn)過渡。

（三）加快電力市場體系建設，完善行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，有力支撐青海新能源發(fā)展規(guī)劃目標的實現(xiàn)。

二、改革任務

（一）推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場

省內所有新能源發(fā)電項目上網(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。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。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跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行，對應電量不納入機制電量。

（二）健全電力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。充分考慮新能源出力的不確定性，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?，F(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，新能源參與中長期交易的申報電量上限，按裝機容量扣減機制電量對應容量后的最大上網(wǎng)電量確定。完善綠色電力交易政策，省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。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。電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，可探索組織開展多年期交易。

（三）完善電力現(xiàn)貨市場交易和價格機制

加快推進省內電力現(xiàn)貨市場建設，推動新能源公平參與實時市場。做好電力市場信息披露，定期發(fā)布同類新能源發(fā)電項目市場交易均價。加強事前、事中和事后監(jiān)管，保障市場出清價格在合理范圍內。針對保電時期以及自然災害影響期等特殊情況明確相應處理機制。適當放寬現(xiàn)貨限價，申報價格上、下限分別考慮工商業(yè)用戶尖峰電價、新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。

（四）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制

新能源參與電力市場交易后，建立場外新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。對納入機制的電量，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)定開展差價結算，在系統(tǒng)運行費中新增“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制電量差價結算費用”科目，納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶公平分攤分享。

2025年6月1日前投產的新能源存量項目，全面保障扶貧、特許經(jīng)營權、“金太陽”、分散式風電、分布式光伏上網(wǎng)電量，光伏應用“領跑者”基地保障利用小時內上網(wǎng)電量，具有政策保障性質的光熱上網(wǎng)電量；適當保障部分新能源平價項目上網(wǎng)電量；機制電價按現(xiàn)行保障性收購價格政策執(zhí)行，執(zhí)行期限按照相關政策保障期限確定。

2025年6月1日起投產的新能源增量項目，首年新增納入機制電量的比例，與現(xiàn)有新能源非市場化比例適當銜接；第二年及以后根據(jù)國家下達的年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況，綜合用戶承受能力和支持新能源發(fā)展需要等因素動態(tài)調整。單個項目申請納入機制的電量，適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量。機制電價通過市場化競價確定，競價上限通過考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。競價下限考慮發(fā)電成本、支持新能源發(fā)展需要等因素確定。執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。

對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，機制電價與市場交易均價差額納入系統(tǒng)運行費用。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前（含現(xiàn)貨試結算期間），市場交易均價原則上按照省內當月（含年度、多月分解）發(fā)電側中長期交易同類電源加權平均價確定。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類電源加權平均價格確定。

優(yōu)化電力市場交易結算規(guī)則，由現(xiàn)行的量差結算模式逐步過渡調整至差價結算模式。納入機制的電量只進行一次差價結算，機制電量不再參與中長期市場交易。納入機制的年度電量應分解至月度，各月實際上網(wǎng)電量低于當月分解電量的，按實際上網(wǎng)電量結算，并在年內按月滾動清算。當年已結算機制電量達到年度機制電量規(guī)模，當月超出部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價。至年底未達到年度機制電量規(guī)模的，剩余部分電量不再執(zhí)行機制電價，且不作跨年滾動。

對納入機制電價的新能源項目，由發(fā)電企業(yè)在機制電量規(guī)模范圍內自主確定年度執(zhí)行規(guī)模，但不得高于上一年；鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭；因設備更新改造升級增發(fā)電量不納入機制電價執(zhí)行范圍。

納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期、或在期限內自愿退出的，均不再納入機制電價范圍。已納入機制電價范圍，但未在規(guī)定時間節(jié)點投產的項目，其競價中標結果作廢，不得參與后續(xù)競價。

（五）強化新能源上網(wǎng)電價改革與相關政策協(xié)同

強化與能源電力規(guī)劃的協(xié)同，有力支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標。強化與綠證政策的協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益；綠電交易的綠證收益核算電量，按當月綠色合同電量、扣除機制電量后剩余上網(wǎng)電量以及電力用戶用電量三者取小的原則確定。強化與代理購電政策的協(xié)同，允許電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化與市場交易政策的協(xié)同，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。強化與良好營商環(huán)境的協(xié)同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。強化與新能源補貼政策的協(xié)同，現(xiàn)行享受財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內的補貼標準按照國家相關規(guī)定執(zhí)行。強化與電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務等市場政策的協(xié)同，完善信息披露、價格監(jiān)測、成本調查、交易監(jiān)管等各項制度措施。

三、保障措施

（一）加強組織領導

省發(fā)展改革委會同國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局根據(jù)本實施方案制定配套實施細則，推動各項工作有序開展。國網(wǎng)青海省電力公司搭建競價平臺，配合開展新能源增量項目競價，做好納入機制電價項目相關工作。省電力交易中心優(yōu)化市場注冊、交易組織、市場出清、交易結算等業(yè)務流程，明確結算數(shù)據(jù)交互內容及方式，按月發(fā)布不同類型電源市場交易均價，做好差價結算機制保障工作。

（二）周密組織實施

省發(fā)展改革委、省能源局、國網(wǎng)青海省電力公司要密切關注新能源市場化改革與相關方面的政策協(xié)同，確保全省工商業(yè)用戶電價水平保持平穩(wěn)。要定期監(jiān)測新能源交易價格波動情況，及時了解掌握價格波動對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，持續(xù)優(yōu)化完善有利于新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，確保改革政策平穩(wěn)有序落地。

（三）強化政策引導

省發(fā)展改革委、省能源局、國網(wǎng)青海省電力公司要加強對電力交易機構的指導，加強與各類市場主體的溝通交流，主動解決改革中遇到的問題和困難。要充分利用廣播、電視、報紙等傳統(tǒng)媒體，門戶網(wǎng)站、公眾號等新媒體，并通過各類培訓班、專題會等方式開展政策宣貫，幫助新能源企業(yè)熟悉機制規(guī)則和流程，提高市場主體意識，提升新能源企業(yè)電力市場交易水平，確保改革落實落地、取得實效。

附件1

青海省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制細則

第一章  總則

第一條【制定依據(jù)】為加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制，推動全省新能源高質量發(fā)展，助力國家清潔能源產業(yè)高地建設，根據(jù)省發(fā)展改革委、國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局《關于印發(fā)<青海省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案>的通知》(青發(fā)改價格〔2025〕  號)等文件要求，結合省情實際，制定本細則。

第二條【實施范圍】本細則適用于青海省行政區(qū)域內存量和增量新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）。其中，存量項目是指2025年6月1日前投產的項目，增量項目是指2025年6月1日起投產的項目。

第三條【結算機制】青海省內新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。納入機制的新能源電量（簡稱“機制電量”）按同類項目市場化交易均價與納入機制的新能源電價水平（簡稱“機制電價”）由電網(wǎng)企業(yè)開展差價結算，差價電費納入省內系統(tǒng)運行費。

第四條【投產認定】“新能源發(fā)電項目投產”是指新能源發(fā)電項目按照項目核準（備案）容量全部建成并網(wǎng)。新能源項目按投產時間分類進行認定。集中式光伏、集中式風電、光熱發(fā)電項目以電力業(yè)務許可證明確的并網(wǎng)時間為準，其中履行程序分批次并網(wǎng)的項目，除國家另有明確規(guī)定以外，按每批次取得電力業(yè)務許可證的實際時間分別確定。分布式光伏項目以電網(wǎng)企業(yè)營銷系統(tǒng)全容量并網(wǎng)送電時間為準。分散式風電按照并網(wǎng)調度協(xié)議記載的信息為準。電力業(yè)務許可證或電網(wǎng)企業(yè)營銷系統(tǒng)并網(wǎng)容量、分散式風電并網(wǎng)調度協(xié)議記載容量小于核準（備案）容量，視作項目未全容量并網(wǎng)，需完成全部核準（備案）容量投產或進行核準（備案）容量變更后方可認定為全容量并網(wǎng)。

第五條【職責分工】省發(fā)展改革委會同國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局、電網(wǎng)企業(yè)及交易機構負責本細則的實施工作。省發(fā)展改革委會同省能源局按照國家深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革相關要求，結合青海實際制定配套政策，核定新能源項目機制電價水平，明確機制電量規(guī)模和執(zhí)行期限，確定納入機制電量執(zhí)行范圍的存量項目清單，確保與電力市場規(guī)則有序銜接。國家能源局西北監(jiān)管局負責開展電力市場運行監(jiān)管。電網(wǎng)企業(yè)負責提供新能源存量項目清單、組織增量項目競價、做好新能源項目機制電價差價協(xié)議簽訂及費用結算工作。電力交易機構負責月度同類型電源市場交易均價計算、相關信息披露等工作。各相關市場主體應當按政策要求提供真實、必要的資料，依法依規(guī)參與電力市場交易。

第二章  機制電量和電價

第六條【存量項目】 新能源上網(wǎng)電價市場化改革前具有保障性質的存量項目納入我省存量項目機制電量規(guī)模。為保障平穩(wěn)過渡，對2021年1月1日以后投產的平價風電和光伏項目，適度給予機制電量進行保障，按裝機容量等比例分配。機制電價水平銜接現(xiàn)行電價水平。

第七條【增量項目】首年新增納入機制的電量規(guī)模通過現(xiàn)有新能源非市場化比例與促進新能源企業(yè)投資等因素綜合確定。后續(xù)年份電量規(guī)模綜合年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力和支持新能源發(fā)展需要確定。納入機制電量的項目、電量規(guī)模和電價水平通過市場化競爭的方式形成。

第三章  結算方式

第八條【執(zhí)行電量】單個項目每年納入機制的電量按競價通知明確的比例分解至月度，實際上網(wǎng)電量低于當月分解電量的，按實際上網(wǎng)電量結算，并在年內滾動清算。當月累計已結算機制電量達到年度機制電量規(guī)模的，當月超出部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價。至年底仍未達到年度機制電量規(guī)模的，剩余部分電量不再執(zhí)行機制電價，且不進行跨年滾動。

第九條【差價結算】納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，低于或高于市場交易均價的差價電費納入系統(tǒng)運行費，由省內全體工商業(yè)用戶公平分攤分享。其他形式的差價結算按照國家發(fā)展改革委有關要求執(zhí)行。

計算公式：機制電量差價電費=機制電量×（機制電價-同類型新能源市場交易均價）

同類型新能源市場交易均價：電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行前（含現(xiàn)貨試結算期間），按照省內當月（含年度、多月分解電量）發(fā)電側中長期交易同類項目加權平均價確定。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，按照青海電力現(xiàn)貨市場當月發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價確定。具體市場交易均價由電力交易機構按月發(fā)布。

第十條【結算周期】新能源機制電價差價電費以自然月為周期，納入新能源項目當月上網(wǎng)電費。電網(wǎng)企業(yè)應當按照相關結算要求，在上網(wǎng)電費結算單中詳細列明差價協(xié)議電量、機制電價、月度市場交易均價及差價電費結算金額，開展電費結算、支付。

第四章  執(zhí)行期限

第十一條【存量項目】具有保障性質的存量項目，按照政策開始執(zhí)行時剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份與投產滿20年對應年份兩者較早者確定。平價項目按照投產滿12年確定。執(zhí)行期限到期后，新能源項目對應的機制電量規(guī)模自動從全省機制電量規(guī)模移出。

第十二條【增量項目】增量新能源項目機制電價執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，在每年競價通知中發(fā)布。

第十三條【容量變更】機制電價執(zhí)行期內的新能源項目通過改造升級增容的，改造升級工期納入機制電價執(zhí)行期限，改造升級完成后，年度機制電量規(guī)模不作調增。減少裝機容量的，按減容比例扣除機制電量。機制電量規(guī)?；蚪?jīng)營主體發(fā)生變更的，應與電網(wǎng)企業(yè)重新簽訂差價協(xié)議。

第十四條【退出機制】新能源項目在機制電價執(zhí)行期限內，可向省發(fā)展改革委申請退出機制或減少機制電量。退出機制的，經(jīng)批準后次月起不再執(zhí)行機制電價；減少機制電量的，需在每年差價協(xié)議續(xù)簽30日前提出申請，批準后由電網(wǎng)企業(yè)完成協(xié)議簽約調整，自下一年度1月1日起按照調整后的差價協(xié)議執(zhí)行，減少的機制電量不再納入后續(xù)機制電量執(zhí)行范圍。

第十五條【信息報送】電網(wǎng)企業(yè)完成月度機制電量差價電費結算后，應按月跟蹤、動態(tài)調整當年所有參與差價結算的新能源項目年度剩余機制電量，根據(jù)價格主管部門要求，按需做好信息報送。

第五章  附則

第十六條 本細則相關規(guī)定如遇國家政策調整，按國家政策執(zhí)行。省內現(xiàn)行政策規(guī)定與本細則不符的，以本細則為準。

第十七條 本細則由省發(fā)展改革委、國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局按職責分工解釋。

第十八條 本細則自2025年  月  日起施行。

附件2

青海省新能源存量項目機制電價實施細則

第一章  總則

第一條【制定依據(jù)】為平穩(wěn)有序推進新能源存量項目上網(wǎng)電價市場化改革，根據(jù)省發(fā)展改革委、國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局《關于印發(fā)<青海省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案>的通知》(青發(fā)改價格〔2025〕   號)等文件要求，結合省情實際，制定本細則。

第二條【機制電量】扶貧、特許經(jīng)營權、“金太陽”、分布式光伏、分散式風電、光熱發(fā)電上網(wǎng)電量全額納入機制電量范圍。光伏應用“領跑者”項目按照年發(fā)電利用小時數(shù)1500小時納入機制電量范圍。2021年1月1日以后投產的平價光伏項目按裝機容量等比例分配36億千瓦時機制電量；平價風電項目按裝機容量等比例分配5.1億千瓦時機制電量。存量機制電量項目清單由省能源局會同省發(fā)展改革委確定。

第三條【機制電價】扶貧、特許經(jīng)營權、光伏應用“領跑者”、分散式風電、平價項目機制電價水平按照我省新能源補貼基準價0.2277元/千瓦時執(zhí)行；“金太陽”項目按照我省脫硫燃煤機組標桿電價0.3127元/千瓦時執(zhí)行；分布式光伏、光熱項目按照現(xiàn)行價格政策執(zhí)行。

第四條【執(zhí)行期限】扶貧、特許經(jīng)營權、光伏應用“領跑者”、“金太陽”、分布式光伏、分散式風電項目，按照政策開始執(zhí)行時剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份與投產滿20年對應年份兩者較早者確定。平價項目按照投產滿12年確定。執(zhí)行期限到期后，新能源項目對應的機制電量規(guī)模自動從全省機制電量規(guī)模移出。

風電、光伏項目全生命周期合理利用小時數(shù)分別為36000小時（風電四類資源區(qū)）、32000小時（光伏一類資源區(qū)）、26000小時（光伏二類資源區(qū)）。其中國家確定的光伏“領跑者”基地項目全生命周期合理利用小時數(shù)在上述基礎上增加10%，即35200小時（光伏一類資源區(qū)）。

全額上網(wǎng)的存量新能源項目，已利用的小時數(shù)=并網(wǎng)以來全部上網(wǎng)電量÷裝機容量。執(zhí)行機制電價前剩余利用小時數(shù)=全生命周期合理利用小時數(shù)-已利用小時數(shù)。執(zhí)行機制電價后，剩余利用小時數(shù)=執(zhí)行機制電價前剩余利用小時數(shù)-（機制電價執(zhí)行期內全部上網(wǎng)電量÷裝機容量）。

余電上網(wǎng)的存量新能源項目，相關利用小時數(shù)均按全發(fā)電量與裝機容量計算確定。

第二章  實施流程

第五條【流程標準】按照“確認-公示-簽約-結算”標準化流程開展工作，確保公開、公平、公正。

第六條【信息確認】電網(wǎng)企業(yè)收集存量項目市場主體信息，并組織各相關市場主體在規(guī)定期限內就相關信息進行修改、完善、確認，確保信息完整、準確。

第七條【審核公示】信息確認結束后，經(jīng)省發(fā)展改革委審核、批準，電網(wǎng)企業(yè)對納入機制的項目和電量進行公示，公示期5個工作日，對公示結果有異議的，應當在公示期內向省發(fā)展改革委提出，并提供相關證明材料。公示期內未提出異議的，視為認可審核結果。

第八條【協(xié)議簽訂】公示完成后，由電網(wǎng)企業(yè)擇期組織經(jīng)營主體在相關信息平臺簽訂差價協(xié)議。經(jīng)營主體在協(xié)議模板基礎上確認項目機制電量、機制電價等信息，并按要求填報機制電量執(zhí)行方式。電網(wǎng)企業(yè)復核、確認后完成協(xié)議簽訂。公示項目逾期未簽訂協(xié)議的，視為自愿參與。

第九條【結算方式】按照《青海省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施細則》相關要求執(zhí)行。

第三章  保障機制

第十條 存量項目經(jīng)營主體應嚴格遵守國家相關規(guī)定及電力市場規(guī)則，積極主動參與市場競爭，自覺維護市場秩序，依法合規(guī)參與電力市場交易。電網(wǎng)企業(yè)要嚴守保密規(guī)定，做好組織工作。

第四章  附則

第十一條 本細則相關規(guī)定如遇國家政策調整，按國家政策執(zhí)行。省內現(xiàn)行政策規(guī)定與本細則不符的，以本細則為準。

第十二條 本細則由省發(fā)展改革委、國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局按職責分工解釋。

第十三條 本細則自2025年  月  日起施行。

附件3

青海省新能源增量項目機制電價競價細則

第一章  總則

第一條【制定依據(jù)】為進一步做好我省新能源增量項目上網(wǎng)電價市場化改革工作，推動新能源高質量發(fā)展，根據(jù)省發(fā)展改革委、國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局《關于印發(fā)<青海省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案>的通知》(青發(fā)改價格〔2025〕  號)等文件要求，結合省情實際，制定本細則。

第二條【實施范圍】本細則新能源增量項目指2025年6月1日起全容量投產的風電、太陽能發(fā)電項目。

第二章  競價主體

第三條【組織主體】新能源增量項目競價工作由省發(fā)展改革委會同省能源局組織，電網(wǎng)企業(yè)負責具體實施，國家能源局西北監(jiān)管局負責電力市場運行監(jiān)管。

第四條【申報主體】首年申報主體為2025年6月1日起，至2025年12月31日全容量投產的項目。后續(xù)年份申報主體為2025年6月1日起全容量投產和下一年度全容量投產，且未納入過機制電價執(zhí)行范圍的項目。分散式風電、分布式光伏項目可直接參與或委托競價代理商參與申報。

第五條【申報條件】競價申報主體應為具有獨立承擔民事責任能力和獨立簽訂合同資質的法人或自然人。代理商應為青海電力交易平臺注冊生效的售電公司（虛擬電廠、負荷聚合商），且與項目主體簽訂委托代理協(xié)議。

第六條【要件要求】

已投產的集中式風電、太陽能項目，競價申報主體應當提供營業(yè)執(zhí)照、項目核準（備案）文件、接入系統(tǒng)設計方案批復意見、并網(wǎng)調度協(xié)議、購售電合同、政府認可的電力建設工程質量監(jiān)督站出具的并網(wǎng)意見書、電力業(yè)務許可證（或電網(wǎng)企業(yè)出具的全容量并網(wǎng)證明）等。分散式風電、分布式光伏項目，應提供營業(yè)執(zhí)照(非自然人項目)或居民身份證明(自然人項目)、項目核準（備案）文件、接入系統(tǒng)設計方案報告受理與答復、購售電合同、電力業(yè)務許可證（豁免辦理的項目需提供并網(wǎng)調度協(xié)議）等。

未投產的集中式風電、太陽能項目，競價申報主體應當提供營業(yè)執(zhí)照、項目核準（備案）文件、項目業(yè)主資信證明、項目建設場址使用證明或租賃協(xié)議、納入省級及以上規(guī)劃或年度實施方案（開發(fā)建設方案）的證明文件、項目實施方案、設備供應發(fā)票（或其他具備開工條件的證明）等。分散式風電、分布式光伏項目，應提供營業(yè)執(zhí)照(非自然人項目)或居民身份證明(自然人項目)、項目核準(備案)文件、項目并網(wǎng)意向書、土地/屋頂租賃協(xié)議或所有權證等。

分散式風電、分布式光伏競價代理商，競價申報主體應當提供營業(yè)執(zhí)照、青海電力交易平臺注冊生效證明、委托代理協(xié)議、代理項目清單(項目名稱、地址、裝機容量等)。被代理項目應按照本細則“分散式風電、分布式光伏項目”相關要求提交材料。

第七條【信用要求】各競價申報主體在材料申報、競價過程中有以下情形的，將強制退出競價，中標結果無效：

被相關部門責令禁止參與機制電價競價的；被相關部門責令停產、停業(yè)或進入破產程序的；被納入全國企業(yè)信用信息公示系統(tǒng)經(jīng)營異常名錄或嚴重違法企業(yè)名單的；被納入信用中國（青海）網(wǎng)站或全國信用信息共享平臺（青海）嚴重失信懲戒名單的。

第三章  競價電量

第八條【電量規(guī)模】首年競價電量規(guī)模根據(jù)2025年6月1日起至2025年12月31日全容量投產的新能源項目上網(wǎng)電量規(guī)模與現(xiàn)有新能源非市場化比例確定。上網(wǎng)電量參照上年度同資源區(qū)風電、太陽能平均發(fā)電利用小時數(shù)，并扣除廠用電量計算得出?，F(xiàn)有新能源非市場化比例，與2024年具有保障性質的新能源電量規(guī)模占2024年省內新能源上網(wǎng)電量規(guī)模的比例適當銜接。

后續(xù)年份電量規(guī)模綜合年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力和支持新能源發(fā)展需要等因素確定。

第九條【組織分類】現(xiàn)階段按技術類型分別設置機制電量規(guī)模，分別組織競價。單一類別競價主體較集中或整體規(guī)模較小缺乏有效競爭時，不再分類組織，合并統(tǒng)一競價。后期逐步合并為統(tǒng)一組織競價，不再區(qū)分技術類型。

第十條【申報上限】

集中式單個項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側)×該電源類型年度發(fā)電利用小時數(shù)×（1-廠用電率）×上限比例。

分布式（分散式）項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側)×(1-年度自發(fā)自用電量占發(fā)電量的比例)×該電源類型年度發(fā)電利用小時數(shù)×上限比例。

“該電源類型年度發(fā)電利用小時數(shù)”、“廠用電率”參考同類型電源近三年全省平均值，“年度自發(fā)自用電量占發(fā)電量的比例”參考同類型典型電站自發(fā)自用比例，“上限比例”考慮引導經(jīng)營主體理性報量報價因素確定。以上參數(shù)在每年競價通知中發(fā)布。

分散式風電、分布式光伏競價代理商可申報機制電量上限為所代理每個項目的可申報機制電量上限之和。同場次，同一分散式、分布式項目主體只可選擇一家代理商作為其競價代理機構。

經(jīng)營主體可在申報上限范圍內申報電量，單位為“兆瓦時”，取整數(shù)。

第四章  競價電價

第十一條【競價區(qū)間】競價上限根據(jù)同類型電源合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期為避免無序競爭設定競價下限，具體參考同類型電源發(fā)電成本、支持新能源發(fā)展需要等因素確定。競價上下限在每年競價通知中發(fā)布。

第十二條【申報價格】經(jīng)營主體可在競價上下限范圍內申報價格（含稅），單位為“元/兆瓦時”，保留小數(shù)點后3位。

第十三條【出清機制】競價采用邊際出清方式確定出清價格，競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定。

第十四條【邊際處置】出清價格僅對應一個申報項目的，該項目機制電量按實際剩余機制電量出清，且不超過該項目申報電量。出清價格對應兩個及以上申報項目的，機制電量按申報電量占比分配剩余機制電量，單個項目所獲機制電量不超過該項目申報電量，經(jīng)四舍五入后取整數(shù)。

第十五條【執(zhí)行期限】機制電價執(zhí)行期限參照同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，具體期限在每年競價通知中發(fā)布。

第十六條【執(zhí)行時間】首年納入機制電價執(zhí)行范圍的項目自下一年度1月1日起執(zhí)行。后續(xù)年份競價入選時已投產的項目自入選日次月1日起執(zhí)行，入選時未投產的項目自實際投產日次月1日起執(zhí)行（首年執(zhí)行電量按月折算）。晚于申報投產時間投產的項目，承諾投產日次月1日至實際投產日期當月月底之間覆蓋的機制電量（按月折算）自動失效。

第十七條【保函要求】已投產項目不需交納履約保函。未投產項目應當提交履約保函，保函有效期到期時間不得早于申報投產日后9個月。

最低保函金額按照項目核準（備案）裝機容量（交流測）×該類電源售省內電量過去3年平均發(fā)電利用小時×該類電源過去3年平均上網(wǎng)電價×5%計算。

第十八條【保函退還】競價結束后未入選的項目、入選后且全容量并網(wǎng)的項目均可申請退還保函。分散式風電、分布式光伏競價代理商所代理項目共用一份保函的，其代理入選項目全部全容量并網(wǎng)后可申請退還保函。

第五章  競價流程

第十九條【競價時間】2025年競價工作不遲于11月底組織。自2026年起，競價工作原則上不遲于當年10月底組織。

第二十條【競價組織】省發(fā)展改革委會同省能源局負責組織開展年度競價工作，明確競價電量規(guī)模、競價主體類型、申報價格上下限、執(zhí)行期限、競價組織主體、競價申報主體、競價流程時間安排（包含退回流程及時間）、競價出清方式、價格形成機制、競價結果發(fā)布渠道、履約保函設置方式、金額、監(jiān)督聯(lián)系方式等內容。

第二十一條【競價公告】電網(wǎng)企業(yè)應當按省發(fā)展改革委、省能源局要求，在2個工作日內發(fā)布競價公告，明確競價平臺（網(wǎng)址）、競價流程、競價標的、需提供的競價資質材料等內容。

第二十二條【資料提交】擬參與競價的市場主體應根據(jù)競價公告要求，在規(guī)定的期限內，通過競價平臺及時提交項目競價資料。逾期未提交競價資料的，視為自動放棄。

第二十三條【資料審核】電網(wǎng)企業(yè)應當對競價主體提交資料的完整性、合規(guī)性進行審核，審核未通過的，應當及時退回市場主體并明確補正時限，逾期未補正提交或審核仍未通過的，取消當次競價資格。電網(wǎng)企業(yè)的審核結果應當按要求報省發(fā)展改革委、省能源局確認。

第二十四條【審核公示】審核結束后，競價平臺對通過審核的項目名單進行公示，公示期為5個工作日。市場主體對公示結果有異議的，應當在公示期內提出，提供相關證明材料，由電網(wǎng)企業(yè)依規(guī)開展復核，對復核結果仍有異議的，可直接向省發(fā)展改革委、省能源局提出。

第二十五條【履約保函】通過審核的未投產項目競價申報主體應當在5個工作日內按規(guī)定提交履約保函。已提交的履約保函，由電網(wǎng)企業(yè)負責審核，審核未通過的，應當在5個工作日內告知申報主體并明確補正時限，逾期未補正提交或審核仍未通過的，視為自動放棄。

第二十六條【競價申報】參與新能源增量項目競價的市場主體，應當以項目為單位，在規(guī)定申報時限內按照項目類型開展申報，并明確機制電量、機制電價等相關內容。申報信息以最后一次提交的內容為準。

第二十七條【競價出清】電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)本細則第十三條、第十四條規(guī)定開展競價出清。出清結果經(jīng)省發(fā)展改革委會同省能源局確認后，競價平臺對出清的項目名稱、項目類型、機制電量、機制電價等信息進行公示，公示期為3個工作日。競價申報主體對公示結果有異議的，應當在公示期內提出，提供相關證明材料，由電網(wǎng)企業(yè)依規(guī)開展復核，對復核結果仍有異議的，可直接向省發(fā)展改革委、省能源局提出。

第二十八條【結果公布】公示結束后，由省發(fā)展改革委、省能源局發(fā)布競價結果，電網(wǎng)企業(yè)在競價平臺轉載。

第二十九條【協(xié)議簽訂】競價結果公布1個月內（截止時間應在當年12月31日前），電網(wǎng)企業(yè)應當與經(jīng)營主體簽訂差價協(xié)議，逾期未簽訂協(xié)議的視為自動放棄，取消該項目當次競價結果，該項目不得參與后續(xù)競價。

第三十條【后續(xù)競價】當次競價未入選項目仍可參與后續(xù)競價，獲得機制電量前可正常參與電力市場交易(含中長期交易等)。當次競價入選公布的項目不得參與后續(xù)競價。

第六章  保障機制

第三十一條【逾期處置】新能源增量項目自申報投產日次月1日起計時，至全容量投產日但不超過6個月的，電網(wǎng)企業(yè)應當根據(jù)延期天數(shù)，每日按履約保函金額的1‰，在項目實際投產后一次性扣除違約金，剩余履約保函資金應當在5個工作日內返還。

全容量投產時間較申報投產日次月1日晚于6個月以上時，該項目當次競價結果作廢，由電網(wǎng)企業(yè)扣除全部履約保函金額，該項目不得參與后續(xù)競價。

扣除的履約保函資金納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶分享。

第三十二條【免責條款】新能源增量項目因重大政策調整、自然災害等不可抗力因素導致未按期全容量投產的，經(jīng)市場主體申請，省能源局、省發(fā)展改革委認定后，可予免責。

第七章  附則

第三十三條 本細則相關規(guī)定如遇國家政策調整，按國家政策執(zhí)行。省內現(xiàn)行政策規(guī)定與本細則不符的，以本細則為準。

第三十四條 本細則由省發(fā)展改革委、國家能源局西北監(jiān)管局、省能源局按職責分工解釋。

第三十五條 本細則自2025年  月  日起施行。

附件4

青海省電源側容量補償機制暫行辦法

為貫徹落實黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)的決策部署，保障電力安全穩(wěn)定運行，有力支撐全省新能源上網(wǎng)電價市場化改革，按照國家發(fā)展改革委《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于建立煤電容量補償機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）等文件要求，結合省情實際，制定本辦法。

一、總體考慮

堅持市場化改革方向，加快推進電力市場體系建設，建立電源側容量補償機制，合理補償各類電源固定成本，引導各類電源在電力現(xiàn)貨市場合理申報價格，維護電力市場價格秩序，逐步構建有效反映各類電源電量價值和容量價值的電價機制，著力夯實基荷電源保障基礎，充分發(fā)揮可調節(jié)性電源支撐作用，保障電力系統(tǒng)安全高效運行。

二、實施范圍

健全完善合規(guī)在運的公用火電（燃煤、燃氣）機組容量補償機制。統(tǒng)籌考慮電力系統(tǒng)建設時序、容量需求、工商業(yè)用戶承受能力等因素，適時有序建立獨立新型儲能、抽水蓄能、光熱發(fā)電、水電等市場化發(fā)電機組容量補償機制。直流配套電源（不含新能源）外送容量不納入我省發(fā)電側容量補償機制。非市場化電源容量補償標準由省發(fā)展改革委單獨核定。

三、容量需求和有效容量評估

（一）容量需求。參考往年及當年歷史系統(tǒng)凈負荷曲線（省內用電負荷+備用容量+外送電功率-新能源出力-外購電功率-不可調節(jié)水電出力，下同）峰值時點對應的省內用電負荷、備用容量、外送電功率確定。其中，采取“點對網(wǎng)”“點對點”送電的，其電力電量納入受端電網(wǎng)平衡，不計入省內容量需求；采取“網(wǎng)對網(wǎng)”送電的，其容量需求按送受電協(xié)議明確的曲線確定。

（二）電源類型。電源有效容量按發(fā)電特性進行分類，其中：持續(xù)調節(jié)性電源主要包括火電、可調節(jié)水電（原則上為季調節(jié)及以上水電）；不可持續(xù)調節(jié)性電源主要包括抽水蓄能、新型儲能、光熱發(fā)電；不可調節(jié)性電源主要包括風電、光伏、不可調節(jié)水電（原則上為季調節(jié)以下水電）。

（三）有效容量。有效容量為機組在電力系統(tǒng)凈負荷高峰時段能夠提供的可靠容量，系統(tǒng)凈負荷高峰時段基于系統(tǒng)運行歷史數(shù)據(jù)進行測算，按季公布。

持續(xù)調節(jié)性電源的有效容量，為機組額定容量扣除廠用電后確定。不可持續(xù)調節(jié)性電源的有效容量，為最大可儲存電能量除以系統(tǒng)凈負荷高峰持續(xù)時長，與最大放電功率的較小值。不可調節(jié)性電源的有效容量，為裝機容量與該類型電源的有效容量系數(shù)乘積。有效容量系數(shù)使用采樣統(tǒng)計法，為該類型電源近三至五年凈負荷高峰時段平均負荷率或全年平均負荷率較小值。省間外購電參與有效容量評估，按照送電曲線或協(xié)議約定曲線確定。

（四）容量供需系數(shù)。容量供需系數(shù)為容量需求與省內電源（包括省間外購電）的總有效容量的比值，初期數(shù)值大于1時取1。后續(xù)根據(jù)新型電力系統(tǒng)建設供需情況，由省發(fā)展改革委適時調整。

四、容量補償標準

各類電源實行統(tǒng)一的容量補償標準，按照回收系統(tǒng)長期邊際機組全部或一定比例固定成本的方式確定。初期參考《關于建立煤電容量補償機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）確定。后期由省發(fā)展改革委綜合考慮市場運行、機組建設成本等情況，按照回收邊際機組全部固定成本調整確定。

五、容量電費結算

（一）計算方式。容量電費按機組申報容量×容量供需系數(shù)×容量補償標準確定。發(fā)電機組按月向電網(wǎng)申報容量，申報容量不得超過其有效容量，電網(wǎng)企業(yè)計算容量電費并按月結算。

（二）分攤方式。容量電費按照月度外送電量（不含直流配套電源）和省內全體工商業(yè)用戶月度用電量比例分攤，由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動清算。其中：月度外送電量（不含直流配套電源）對應的容量電費由電源企業(yè)與受端省份協(xié)商確定；省內工商業(yè)用戶對應的容量電費由全體工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤，由電網(wǎng)企業(yè)負責收取。分攤容量電費納入系統(tǒng)運行費用，在系統(tǒng)運行費用科目中下設“市場化容量補償電費”項，實行單獨歸集核算。

（三）費用考核。在系統(tǒng)全年凈負荷高峰時段，機組無法按照調度指令（跨省跨區(qū)送電按合同約定）提供有效容量的，扣減機組實際出力不足有效容量部分的全年容量補償電費。出力未達標情況由電網(wǎng)企業(yè)按月統(tǒng)計、公布、滾動清算。

六、市場機制銜接

（一）與煤電容量補償?shù)你暯印Ｊ“l(fā)展改革委會同省能源局研究核定全省統(tǒng)一的容量補償標準，并與省發(fā)展改革委、省能源局《關于建立煤電容量補償機制的通知》(青發(fā)改價格〔2023〕950號)規(guī)定的容量補償標準進行銜接。

（二）與氣電容量補償?shù)你暯?。燃氣發(fā)電繼續(xù)銜接現(xiàn)行容量補償標準，待全面參與市場化后執(zhí)行全省統(tǒng)一的容量補償標準。

七、保障機制

（一）做好成本測算。省發(fā)展改革委會同省能源局，組織電網(wǎng)企業(yè)及第三方專業(yè)咨詢機構開展發(fā)電成本測算，測算結果作為制定調整容量補償標準的重要依據(jù)。

（二）開展電價監(jiān)測。省發(fā)展改革委統(tǒng)籌開展電價水平監(jiān)測，統(tǒng)籌考慮發(fā)電成本漲落、系統(tǒng)供需平衡、經(jīng)濟社會發(fā)展，建立健全容量補償機制，定期公布并適時調整容量補償標準。電網(wǎng)企業(yè)配合做好年度系統(tǒng)總容量需求、有效容量系數(shù)等評估工作。

（三）進行動態(tài)管理。省能源局會同省發(fā)展改革委組織電網(wǎng)企業(yè)按電源類型梳理匯總形成項目清單，適情開展動態(tài)調整，相關情況及時抄送國家能源局西北監(jiān)管局。

（四）強化市場監(jiān)管。省發(fā)展改革委會同省能源局開展容量補償機制執(zhí)行情況和電能量市場價格監(jiān)管，定期不定期組織開展電力現(xiàn)貨市場仿真，動態(tài)監(jiān)測發(fā)電成本回收等情況。

（五）加強政策宣貫。省發(fā)展改革委會同省能源局等各有關方面，切實加強政策解讀和宣傳引導，積極回應社會關切，及時開展跟蹤問效，及時解決執(zhí)行過程中出現(xiàn)的重大問題。

本辦法相關規(guī)定如遇國家政策調整，按國家政策執(zhí)行。省內現(xiàn)行政策規(guī)定與本辦法不符的，以本辦法為準。

本辦法由省發(fā)展改革委、省能源局按職責分工解釋。

本辦法自  年  月  日起施行，有效期2年。