全面貫徹落實《國家發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展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《甘肅省打造全國重要的新能源及新能源裝備制造基地行動方案》（甘政辦發〔2025〕11號）等精神，促進新能源及新能源裝備制造產業高質量發展，結合我省實際，制定本實施方案。
一、全面推動新能源上網電量進入市場交易
（一）省內集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、光熱發電等所有新能源項目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。
（二）新能源項目可依規報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。其中，單個分布式光伏項目可作為獨立市場主體進入市場，也可聚合后進入市場；未直接或未聚合參與市場的分布式光伏項目，暫默認為接受現貨市場月度發電側實時市場全部新能源項目加權平均價格進入市場交易。
（三）參與跨省跨區交易的新能源電量、上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。
二、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制
（一）建立新能源可持續發展價格結算機制
新能源項目進入電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規模、執行期限等由省發展改革委會同省能源局、省工信廳明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的差價，由國網甘肅省電力公司按規定開展差價結算。
（二）新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限
1.2025年6月1日以前投產的新能源存量項目
（1）納入機制的電量規模為154億千瓦時。
（2）機制電價為0.3078元/千瓦時。
（3）執行期限按照2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與投產滿20年對應年份兩者較早者確定；全生命周期合理利用小時數無法確定的，按照投產滿20年確定。執行期限到期后，新能源項目對應的機制電量規模自動從全省機制電量規模減除。
（4）新能源項目以批準（備案）容量全部建成并網時間作為投產時間。其中：集中式光伏、集中式風電、分散式風電、光熱發電項目以電力業務許可證明確的并網日期作為投產時間；分布式光伏項目以電網企業營銷系統的并網日期作為投產時間。
（5）扶貧類、特許經營權類、分布式光伏、平價示范、光熱發電項目上網電量全額納入機制電量范圍；分散式風電及國家能源局以國能新能〔2014〕541號）批復的風電項目、保障性平價項目（指省內2021年12月31日前核準的不享有財政補貼的新能源并網項目）按照風電年發電利用小時數1800小時、光伏年發電利用小時數1160小時納入機制電量范圍；剩余機制電量規模由其余存量新能源項目按裝機容量等比例分配。
（6）省能源局會同相關部門按照上述原則，確定符合條件的存量機制電量項目清單。
（7）國網甘肅省電力公司按照項目清單，每年于9月底前預測下年度各類項目電量規模，將單個項目可申報的電量規模上限形成清單報送省發展改革委和省能源局審定后，在新能源云、網上國網平臺進行公示。單個新能源項目在確定的規模范圍內每年自主申報納入機制的電量，但不得高于上一年（不含全額納入機制電量的項目）。不參與首次申報的存量項目（不含分布式光伏項目），視為放棄機制電量，并不再納入機制執行范圍。
（8）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。
（9）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繼續執行原有規定。
2.2025年6月1日起投產的新能源增量項目
（1）電量規模。每年新增納入機制的電量規模，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確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模適當增加。通知實施后第一年新增納入機制的電量占增量項目新能源上網電量的比例，與現有新能源非市場化比例適當銜接，避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，應不高于其全部上網電量的80%。
（2）機制電價。已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的新能源項目均可參與競價。分布式光伏項目可自行參與也可聚合參與競價，聚合商原則上應參考售電公司資質。新能源企業在省發展改革委制定的價格上、下限內申報電量和電價進行競價，按報價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確定、但不得高于競價上限。存在兩個以上項目按機制電價入選，則根據申報電量比例分配；申報電量未達到機制電量總規模時，按照申報電量分配。
（3）執行期限。確定為12年。入選時已投產的項目起始時間按入選項目公示競價周期首月確定。入選時未投產項目起始時間按項目申報的投產時間確定，若入選項目未按期投產，實際投產前覆蓋機制電量自動失效，執行期限不順延。如實際投產時間較申報投產時間晚于6個月及以上，該項目當次競價入選結果作廢，并取消該項目投資企業所有新能源項目未來3年競價資格。
（4）原則上在每年10月底前組織開展次年競價。省發展改革委會同省能源局、省工信廳于每年9月底前發布機制電量規模、機制電價上下限等規定要求。2025年度競價工作分兩個批次組織2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日期間建成并網的新能源項目。
（三）新能源可持續發展價格結算機制的結算方式
1.對納入機制的電量，國網甘肅省電力公司每月按機制電價開展差價結算，將新能源市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費用。初期不再開展其他形式的差價結算。
2.差價結算費用=機制電量*（機制電價-新能源市場交易均價）。新能源市場交易均價暫按現貨市場月度發電側實時市場全部新能源項目加權平均價格確定，由國網甘肅省電力公司在甘肅電力交易平臺按月發布。差價結算費用納入系統運行費，按月由全體工商業用戶分攤或分享。
3.單個項目每年納入機制的電量需按天數平均分解至月度。實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，低于的部分，可滾動至下月，但不再跨年滾動。若當年已結算機制電價的電量累計達到年度機制電量規模，則超過部分不再執行機制電價；若年底仍未達到年度機制電量規模，則當年缺額部分電量不再執行機制電價。
（四）新能源可持續發展價格結算機制的退出規則
已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。已退出機制范圍的，機制電量規模不再遞補。
三、加快完善與新型電力系統相適應的電力市場體系
（一）甘肅能源監管辦牽頭完善電力中長期交易實施細則，促進中長期市場與現貨市場有效銜接。中長期交易由交易雙方結合實際需求合理確定中長期合同量價。適度放寬發電側中長期簽約比例要求，用戶側中長期簽約比例相應調整。新能源中長期簽約比例不設下限。
（二）省工信廳牽頭完善電力現貨市場規則，進一步優化現貨市場交易，修訂現貨市場結算規則，建立市場力監管機制，規范現貨市場交易行為。新能源項目應全量參與日前可靠性機組組合和實時市場。日前市場出清后，由調度機構根據調度預測的負荷需求、新能源出力信息，經營主體申報信息以及聯絡線計劃等進行日前可靠性機組組合，結果用于機組日前開停機與出力計劃。
（三）甘肅能源監管辦牽頭完善電力輔助服務市場運營規則，合理設置并持續豐富輔助服務市場交易品種，適時建立開展爬坡、備用輔助服務交易，加強與電能量市場有效銜接。
（四）省能源局牽頭建立電力零售市場交易規則，規范零售市場運行；加快建立省級專用綠證賬戶管理辦法，統籌加強綠證管理。
（五）省發展改革委牽頭完善省內電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場、零售市場等價格形成機制，進一步理順市場價格形成機制，穩妥有序推動電能量價格、容量價格和輔助服務價格由市場形成。研究建立發電側市場化容量補償機制，現階段，采用固定容量電價補償方式，對煤電、電網側新型儲能提供的系統容量按貢獻予以補償，后期，結合電力市場運行情況，建立容量市場，凡是能提供容量的各類電源及需求側資源都可通過參與容量市場獲得容量電費。建立煤電機組運行成本補償機制，制定煤電機組發電成本核定辦法，對煤電機組的啟動成本、必開機組成本、機組空載成本、上抬補償等予以補償。同步調整現貨市場申報價格和出清價格限價區間。堅持“誰服務、誰受益，誰獲利、誰承擔”原則，合理確定調頻、備用等服務價格上限，有序規范輔助服務費用傳導。
（六）2025年底前，各類市場交易機制和價格機制優化完善，與新能源特性相適應的電力市場機制建立健全，推動新能源公平進入市場交易，形成批發市場與零售市場高效協同運行的電力市場體系。
四、持續強化支持新能源高質量發展的協同聯動機制
（一）強化各部門間工作協同，省發展改革委、省能源局、省工信廳及國網甘肅省電力公司等相關部門要密切協作，周密組織落實，加強政策宣傳解讀，凝聚改革共識，及時回應社會關切，解決政策實施中遇到的問題。甘肅能源監管辦和省市場監管局要加強電力市場運行和秩序的監督檢查，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。授權國網甘肅省電力公司制定新能源可持續發展價格結算機制差價協議通用范本，并組織開展競價。實施細則包括發布競價公告、審查并確認競價主體資質、組織競價、公示和公布競價結果等。國網甘肅省電力公司要做好差價協議簽訂和差價結算等相關工作，在系統運行費用增加“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。新能源項目要主動配合國網甘肅省電力公司做好差價協議簽訂工作，未按要求及時簽訂差價協議的視為放棄機制電量。
（二）強化價格政策與新能源發展規劃目標、新能源裝備制造產業發展、中東部產業轉移、電網建設等協同配合、目標互補，提升新能源消納水平。
（三）強化改革與代理購電機制協同，優化居民農業等保障性電量代理購電方式，當優發電量匹配保障性電量后仍有不足或剩余時，通過市場化方式交易差額電量。
（四）強化改革與綠電綠證交易政策協同，省內綠電開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和綠證價格，不單獨組織集中競價、滾動撮合交易；納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益，綠電交易電量的綠證收益，采用當月綠電合同電量、發電企業機制外上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定結算電量，以對應綠證價格結算。對應綠證全部劃轉至省級專用綠證賬戶，由全體工商業用戶共持。
（五）強化改革與市場協同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。
（六）強化改革與優化營商環境協同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源企業分攤不合理費用，不得將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。
（七）強化改革跟蹤問效評估。各相關部門要密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。按照國家改革部署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。
本實施方案中增量項目自2025年6月1日起執行，存量項目自2026年1月1日起執行。政策執行過程中如遇重大問題及時向省發展改革委、省能源局報告。現行政策相關規定與本通知不符的，以本通知為準。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。
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