广西壮族自治区发展和改革委员会　广西壮族自治区能源局关于印发《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知

各市发展改革委，广西电网有限责任公司、广西能源股份有限公司、百色电力有限责任公司、广西电力交易中心有限责任公司，各增量配电网、新能源发电企业： 

为落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）要求，结合我区实际，现将《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》印发给你们，请结合实际贯彻落实。

 　   广西壮族自治区             广西壮族自治区

   　发展和改革委员会   　     　   能 源 局

                        　 2025年12月25日

（此件公开发布）       

广西壮族自治区深化新能源

上网电价市场化改革实施方案

为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）等规定，结合广西实际，制定本实施方案。

一、总体目标

坚持市场化改革方向，推动新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量和增量项目，建立适应我区新能源发展特点的可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，强化行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

二、推动新能源上网电价全面由市场形成

（一）推动新能源上网电量参与市场交易。在2025年全区集中式风电、集中式光伏项目全电量进入电力市场的基础上，进一步推动分布式新能源（含分散式风电、分布式光伏，下同）及海上风电项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。地方电网、增量配电网供电区域内新能源项目，在具备条件后上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。

（二）完善现货市场交易和价格机制。推动新能源项目公平参与实时市场，全部上网电量参与实时市场出清，加快完善市场规则，推动新能源项目自愿参与日前市场，具体时间节点和参与方式等由自治区电力交易主管部门商有关部门在交易规则中另行明确。

为有效衔接广西电力现货市场和南方区域电力市场，暂定广西电力现货市场申报上限为0.75元/千瓦时、申报下限为0元/千瓦时，出清上限为1.125元/千瓦时、出清下限为0元/千瓦时。后续结合实际进一步研究适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由自治区价格主管部门商有关部门适时调整。

（三）健全中长期市场交易和价格机制。持续完善中长期交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，加强与现货市场衔接，现货市场运行期间由定期开市逐步过渡至按日连续开市。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格，区内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，采取双边协商或挂牌交易等方式开展。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。自治区电力交易主管部门指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

三、建立支持新能源高质量发展的制度机制

（四）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电量规模（以下简称机制电量）、电价水平（以下简称机制电价）、执行期限等由自治区价格主管部门会同有关部门明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费由全体工商业用户分摊或分享。市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。

（五）明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限

1.2025年6月1日以前（不含6月1日，下同）投产的新能源存量项目

（1）全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目、2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目：①机制电量。衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，100%上网电量纳入机制电量。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。②机制电价。全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时（含税，下同）执行，2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目按照竞争性配置相关文件明确的上网电价执行。③执行期限。参照《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）等文件规定，纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价；海上风电项目投产满20年后，不再执行机制电价。广西陆上风电属于四类资源区，项目全生命周期合理利用小时数为36000小时，光伏发电属于三类资源区，项目全生命周期合理利用小时数为22000小时。原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行。

（2）已进入电力市场的新能源项目：为做好新能源可持续发展价格结算机制与广西电力市场交易政策的有效衔接，对已进入电力市场的新能源项目实行过渡政策。①机制电量。2025年已进入电力市场的新能源项目上网电量的50%纳入机制电量。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行过渡期政策的电量比例、但不得高于上一年。②机制电价。适当衔接2025年广西电力市场相关政策，暂定为0.34元/千瓦时。③执行期限。结合广西新能源项目和电力市场发展等有关情况，过渡期暂定为3年，视实际情况调整。

2.2025年6月1日起投产的新能源增量项目

（1）机制电量。首次纳入机制的电量规模适当衔接2024年新能源保障利用小时数，按照全区新能源增量项目年度预测上网电量的40%确定。后续新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户电价承受能力等因素动态调整，由自治区价格主管部门会同能源主管部门等有关单位在每年竞价公告前另行明确。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量，暂定不超过其全部上网电量的80%，通过竞价方式确定是否进入机制执行范围。为确保竞争有效，首次机制电量申报总规模与核定总规模比率原则上不低于1.2，否则相应调减核定机制电量规模直至满足比率要求，后续结合实际动态调整比率。（2）机制电价。自治区价格主管部门会同有关部门，每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。首次新能源增量项目竞价上限暂定为0.36元/千瓦时，竞价下限暂定为0.15元/千瓦时。后续年度竞价上下限水平由自治区价格主管部门在每年竞价公告前另行明确。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限。入选的增量项目机制电价执行期限为12年，执行期限精确到月，当月到期后，次月退出，执行期限到期后不再执行机制电价，新能源项目通过参与电力市场交易形成上网电价。入选时已投产的项目，原则上以入选时间的次月1日为执行起始时间。入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间的次月1日为执行起始时间；如实际投产时间晚于申报投产时间，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。在桂能源企业要加强项目管理，避免延期投产的情况出现。

新能源增量项目竞价由自治区价格主管部门会同能源主管部门委托相关单位制定具体竞价规则、结算规则，并组织开展具体竞价工作，竞价规则和结算规则报自治区价格主管部门、能源主管部门批复后执行。

（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费，设立“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目单独归集；初期不再开展其他形式的差价结算。每年纳入机制的电量分解到月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

为妥善衔接现行电力市场政策，新能源存量和增量项目2025年6月1日至12月31日期间的上网电量的结算按现行有关政策执行。

（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

四、保障措施

（八）加强组织落实。自治区价格主管部门会同有关部门周密组织落实，加强政策宣传解读，及时回应社会关切，协调解决实施过程中遇到的问题。国家能源局南方监管局会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。自治区能源局审核确认并公示新能源可持续发展价格结算机制存量项目和执行过渡期政策项目的名单。电网企业做好合同签订和结算等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集，完善代理购电信息公告，每月将情况随代理购电情况报送自治区价格主管部门和能源主管部门。电网企业和电力交易机构要进一步完善技术支持系统，确保竞价顺利开展，加强交易平台与绿证系统衔接，做好机制电量对应绿证划转与分配。

（九）强化政策协同。现阶段，机制电量由电网企业代表全体用户（包括市场交易用户）与新能源项目签订中长期合同，相关电量同步计入用户侧中长期签约比例。新能源项目中长期交易签约比例不作强制要求，签约电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后剩余容量的最大可交易电量确定。电力市场供需双方可结合新能源出力特点，合理确定除机制电量外其他电量的中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。机制电量不重复获得绿证收益。绿电交易电量对应的绿证，采用当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。做好机制电量对应绿证划转，配合国家能源局建立省级专用绿证账户，纳入机制的电量对应绿证统一划转至专用绿证账户。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。根据市场建设情况，适时推动生物质发电等各类电源参与市场交易。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。各地不得以强制或变相自愿配套产业、化解债务、收取资源税（费）、约定电价分成等任何形式增加新能源项目非技术性投资和运营成本。取消新能源强制配置储能要求，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，2025年6月1日以前全容量并网的新能源项目按照原建设方案要求执行，2025年6月1日起全容量并网的新能源项目不再要求强制配置储能，需配置储能的项目名单由自治区能源局会同有关单位明确。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

（十）做好跟踪评估。建立发电成本常态化调查制度，区分机组类型，对发电项目相关成本开展调查，为合理确定电力市场相关限价范围、机制电量电价竞价限价区间、执行期限以及发电成本补偿机制等提供数据支撑。相关单位对操纵市场价格、串通报价等扰乱市场秩序行为，依法依规予以严肃处理，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。自治区价格主管部门、能源主管部门会同相关单位和部门认真评估改革对行业发展和企业经营等方面影响，及时总结改革成效，结合实际优化政策措施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化，条件成熟时择机退出。

本方案自2026年1月1日起执行，现行政策与本方案不符的，以本方案规定为准。国家政策如有调整，从其规定。