11月6日，廣西壯族自治區發展和改革委員會發布關于對《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》公開征求意見的公告，公告指出，

存量項目

機制電量：分布式100%上網電量納入機制電量；已進入電力市場的平價新能源機制電量56%；補貼項目不納入機制電量。

機制電價：分布式0.4207元/度；平價新能源0.34元/度。

執行期限：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；平價新能源3年。

增量項目

機制電量：按照全區增量新能源項目年度預測上網電量的30%確定。單個項目申請納入機制電量的規模不超過80%。

機制電價：上限0.36元/度，下限0.131元/度。

執行期限：12年

需要指出的是，2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目，按照現行政策執行。

原文如下：

廣西壯族自治區發展和改革委員會關于對《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》公開征求意見的公告

為落實好《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）要求，推動所有新能源項目上網電量全部進入電力市場，建立可持續發展價格結算機制，促進新能源高質量發展，我委按程序起草了《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（公開征求意見稿）》。現公開征求社會意見，自2025年11月6日起至2025年11月19日止。社會各界人士如有意見建議，可在公告期內通過網絡、電話、電子郵件等形式向自治區發展改革委反映，電話：0771—2328682，電子郵箱:spjgc@gxi.gov.cn。

特此公告。

附件1

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

（公開征求意見稿）

為貫徹落實黨中央、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，根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）、《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）等規定，結合廣西實際，制定本實施方案。

一、總體目標

堅持市場化改革方向，推動新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。堅持責任公平承擔，完善適應新能源發展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。堅持分類施策，區分存量和增量項目，建立適應我區新能源發展特點的可持續發展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩定增量項目收益預期。堅持統籌協調，強化行業管理、價格機制、綠色能源消費等政策協同，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。

二、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。在2025年全區集中式風電、集中式光伏項目全電量進入電力市場的基礎上，進一步推動分布式新能源（含分散式風電、分布式光伏，下同）及海上風電項目上網電量全部進入電力市場，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，也可接受市場形成的價格。地方電網、增量配電網供電區域內新能源項目，在具備條件后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。

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跨省跨區送電相關政策執行。

（二）完善現貨市場交易和價格機制。推動新能源項目公平參與實時市場，全部上網電量參與實時市場出清，加快完善市場規則，推動新能源項目自愿參與日前市場，具體時間節點和參與方式等由自治區電力交易主管部門商有關部門在交易規則中另行明確。

為有效銜接廣西電力現貨市場和南方區域電力市場，暫定廣西電力現貨市場申報上限為0.75元/千瓦時、申報下限為0元/千瓦時，出清上限為1.125元/千瓦時、出清下限為0元/千瓦時。后續結合實際進一步研究適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由自治區價格主管部門商有關部門適時調整。

（三）健全中長期市場交易和價格機制。持續完善中長期交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，加強與現貨市場銜接，現貨市場連續運行期間開展多日滾動交易，優化中長期市場分時劃分和限價規則，相應調整中長期掛牌、集中競價、滾動撮合交易限價等措施；適度放寬發電側中長期簽約比例要求，不對新能源中長期簽約比例進行考核，相應調整用戶側中長期簽約比例。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。

完善綠色電力交易政策，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，區內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，采取雙邊協商或掛牌交易等方式開展。鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。自治區電力交易主管部門指導電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。

三、建立支持新能源高質量發展的制度機制

（四）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，納入機制的新能源電量規模（以下簡稱機制電量）、電價水平（以下簡稱機制電價）、執行期限等由自治區價格主管部門會同有關部門明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費由全體工商業用戶分攤或分享。市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目所有節點加權平均價格確定。

（五）明確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（不含6月1日，下同）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：①機制電量。銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策，100%上網電量納入機制電量。新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例、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。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。③執行期限。參照《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發〔2013〕24號）、《財政部 國家發展改革委 國家能源局關于〈關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）等文件規定，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。廣西陸上風電屬于四類資源區，項目全生命周期合理利用小時數為36000小時，光伏發電屬于三類資源區，項目全生命周期合理利用小時數為22000小時。原國家批復文件中明確項目利用小時數或運行年限的，按照國家要求執行。

（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平價新能源項目上網電量的56%納入機制電量，補貼新能源項目上網電量不納入機制電量。新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行過渡期政策的電量比例、但不得高于上一年。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。

2.2025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，按照全區增量新能源項目年度預測上網電量的30%確定。后續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，以及用戶電價承受能力等因素動態調整，由自治區價格主管部門會同能源主管部門等有關單位在每年競價公告前另行明確。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發電量，暫定不超過其全部上網電量的80%，通過競價方式確定是否進入機制執行范圍。為確保競爭有效，機制電量申報總規模與核定總規模比率原則上不低于1.2，否則相應調減核定機制電量規模直至滿足比率要求。（2）機制電價。自治區價格主管部門會同有關部門，每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成。競價時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。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0.131元/千瓦時。后續年度競價上下限水平由自治區價格主管部門在每年競價公告前另行明確。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。（3）執行期限。入選的增量項目機制電價執行期限為12年，執行期限精確到月，當月到期后，次月退出，執行期限到期后不再執行機制電價，新能源項目通過參與電力市場交易形成上網電價。入選時已投產的項目，原則上以入選時間為執行起始時間。入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間為執行起始時間；如實際投產時間晚于申報投產時間，實際投產前覆蓋機制電量自動失效，執行期限不順延；如實際投產時間晚于申報投產時間超過6個月，當次入選結果作廢，且3年內不得參與競價。在桂能源企業要加強項目管理，避免延期投產的情況出現。

3.特殊項目。2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目，按照現行政策執行。

新能源增量項目競價由自治區價格主管部門會同能源主管部門委托廣西電網公司、廣西電力交易中心制定具體競價規則、結算規則，并組織開展具體競價工作，競價規則和結算規則報自治區價格主管部門、能源主管部門備案。

（六）新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費，設立“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目單獨歸集；初期不再開展包括中長期交易、綠電交易等形式的差價結算。每年納入機制的電量分解到月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。

為妥善銜接現行電力市場政策，2025年6月1日至12月31日投產的增量新能源項目，在2025年12月31日前按照2025年電力市場交易有關政策執行。

（七）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，其全部上網電量均不再納入機制執行范圍。

四、保障措施

（八）加強組織落實。自治區價格主管部門會同有關部門周密組織落實，加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，協調解決實施過程中遇到的問題。國家能源局南方監管局會同有關部門加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。自治區能源局會同電網企業等有關單位審核確認并公示新能源可持續發展價格結算機制存量項目和執行過渡期政策項目的名單。電網企業做好合同簽訂和結算等相關工作，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集，完善代理購電信息公告，每月將情況隨代理購電情況報送自治區價格主管部門和能源主管部門。電網企業和電力交易機構要進一步完善技術支持系統，確保競價順利開展，加強交易平臺與綠證系統銜接，做好機制電量對應綠證劃轉與分配。

（九）強化政策協同。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。綠電交易電量對應的綠證，采用當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。做好機制電量對應綠證劃轉，配合國家能源局建立省級專用綠證賬戶，納入機制的電量對應綠證統一劃轉至專用綠證賬戶。電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源，根據市場建設情況，適時推動生物質發電等各類電源參與市場交易。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。各地不得以強制或變相自愿配套產業、化解債務、收取資源稅（費）、約定電價分成等任何形式增加新能源項目非技術性投資和運營成本。取消新能源強制配置儲能要求，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，2025年6月1日以前全容量并網的新能源項目按照原建設方案要求執行，2025年6月1日起全容量并網的新能源項目不再要求強制配置儲能。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定執行。

（十）做好跟蹤評估。建立發電成本常態化調查制度，區分機組類型，對發電項目相關成本開展調查，為合理確定電力市場相關限價范圍、機制電量電價競價限價區間、執行期限以及發電成本補償機制等提供數據支撐。電網企業、電力交易機構要密切監測市場價格波動、上網電價結算、終端用戶電價水平等情況，評估價格波動的合理性，每月評估分析市場交易價格水平、波動情況，對發現的問題提出針對性措施建議，并向自治區價格主管部門、能源主管部門報告。相關單位對操縱市場價格、串通報價等擾亂市場秩序行為，依法依規予以嚴肅處理，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。自治區價格主管部門、能源主管部門會同相關單位和部門認真評估改革對行業發展和企業經營等方面影響，及時總結改革成效，結合實際優化政策措施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。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。

本方案自2026年1月1日起執行，現行政策與本方案不符的，以本方案規定為準。國家政策如有調整，從其規定。

附件2

起草說明

一、起草背景

2025年2月，國家發展改革委、國家能源局發布《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。自治區發展改革委會同自治區能源局等有關單位和專家按照國家改革思路，在系統研究我區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、反復修改完善形成《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（公開征求意見稿）》（以下簡稱《實施方案》）。

二、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。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、新能源可持續發展價格結算機制主要內容

根據136號文要求，結合我區新能源發展情況，統籌考慮各方意見，明確機制電量、機制電價和執行期限。

1.2025年6月1日以前（不含6月1日，下同）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：①機制電量。銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策，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。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。原國家批復文件中明確項目利用小時數或運行年限的，按照國家要求執行。

（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平價新能源項目上網電量的56%納入機制電量，補貼新能源項目上網電量不納入機制電量。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。

2.2025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，按照全區增量新能源項目年度預測上網電量的30%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0.131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。

3.特殊項目。2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目，按照現行政策執行。

四、政策影響和意義

（一）對新能源發電企業，新能源可持續發展價格結算機制能夠緩解新能源項目由于風光資源隨機性和波動性導致的收益大幅波動的風險，同時引導新能源投資主體充分做好可行性研究，合理選擇項目地址、機組技術類型，統籌項目經濟性，引導有序競爭、減少資源浪費，促進新能源高質量發展。

（二）對居民、農業用戶，電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。

（三）對工商業用戶，工商業用戶到戶電價由電力市場交易形成，隨電力供需、調節性電源、新能源發展等情況波動。

特此說明。

廣西壯族自治區發展和改革委員會

2025年11月6日