云南“136号文”承接方案：存量机制电量100%～55%，增量执行12年
8月27日，云南省发展和改革委员会、云南省能源局、国家能源局云南监管办公室联合印发《云南省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实施方案》的通知。 文件要求，推动新能源上网电量全面进入市场化，对存量项目与增量项目进行区分。存量项目区分带补贴项目与平价项目，平价项目则根据并网时间不同明确机制电量规模。 存量项目 集中式光伏电量规模：1、带补贴项目上网电价由市场交易形成，财政补贴继续执行国家相关政策； 2、2021年1月1日—2023年7月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的100%； 3、2023年8月1日—12月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的80%； 4、2024年1月1日—6月30日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的65%； 5、2024年7月1日—2025年5月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的55%。 分布式光伏、分散式风电机制电量为月度电量的100% 机制电价：执行燃煤发电基准价0.3358元/千瓦时。 执行期限：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。 增量项目 电量规模：每年新增的机制电量规模，按照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确定。 竞价上下限：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；竞价下限考虑先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本确定 执行期限：增量新能源项目执行期限12年。 原文如下: 云南省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实施方案 为贯彻落实《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，平稳有序推进新能源上网电价市场化改革工作，结合云南实际，制定本实施方案。 一、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全面进入电力市场。新能源项目（含集中式光伏和风电、分布式光伏、分散式风电，下同）上网电量原则上全部进入电力市�。贤缂弁ü谐〗灰仔纬伞Ｐ履茉聪钅靠杀勘鄄斡虢灰祝部山邮苁谐⌒纬傻募鄹�。分布式光伏、分散式风电可选择直接参与、聚合参与或作为价格接受者参与市场，未选择直接参与或聚合参与市场的，作为价格接受者参与。 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国家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。电力现货市场连续运行后，推动新能源公平参与实时市�。涌焓迪肿栽覆斡肴涨笆谐�。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（可再生能源发电补贴、绿证收益）等因素确定，并根据市场运行情况适时调整。 （三）健全中长期市场交易和价格机制。完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整，结合新能源发电情况可以适当降低中长期签约比例。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，指导昆明电力交易中心具备条件时探索组织开展多年期交易。 二、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 （一）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机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、机制电量规模、执行期限等由省发展改革委会同省能源局等有关单位明确。对纳入机制的电量（以下简称机制电量），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用“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目分摊（分享）。 （二）存量项目机制电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日前全容量并网的存量新能源项目，衔接现行政策，按照《云南省发展和改革委员会 云南省能源局关于云南省光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（云发改价格〔2023〕319号）《云南省发展和改革委员会 云南省能源局关于进一步完善风电上网电价政策有关事项的通知》（云发改价格〔2023〕665号）《云南省发展和改革委员会 云南省能源局关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》（云发改价格〔2023〕1264号）等文件执行。其中： 1.集中式光伏。一是享受财政补贴的，上网电价由市场交易形成，财政补贴继续执行国家相关政策；二是2021年1月1日—2023年7月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的100%，机制电价为燃煤发电基准价（0.3358元/千瓦时，下同）；三是2023年8月1日—12月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的80%，机制电价为燃煤发电基准价；四是2024年1月1日—6月30日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的65%，机制电价为燃煤发电基准价；五是2024年7月1日—2025年5月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的55%，机制电价为燃煤发电基准价。 2.集中式风电。一是享受财政补贴的，上网电价由市场交易形成，财政补贴继续执行国家相关政策；二是2021年1月1日—2023年12月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的60%，机制电价为燃煤发电基准价；三是2024年1月1日—6月30日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的50%，机制电价为燃煤发电基准价；四是2024年7月1日—2025年5月31日全容量并网的，机制电量为月度上网电量的45%，机制电价为燃煤发电基准价。 3.分布式光伏、分散式风电。机制电量为月度上网电量的100%，机制电价为燃煤发电基准价。 4.扶贫光伏。机制电量为月度上网电量的100%，机制电价为燃煤发电基准价。 参照可再生能源发电补贴政策关于全生命周期利用小时数的有关规定，存量项目机制电价执行期限按各项目2025年5月底剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与全容量并网满20年对应年份较早者确定，到期后不再执行机制电价，由市场交易形成上网电价。 （三）增量项目机制电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日起全容量并网的新能源增量项目，由省发展改革委会同省能源局等有关单位明确机制电量规模、竞价上下限和单个项目申报电量区间等参数，具体在竞价公告中予以明确。 1.机制电量规模。每年新增的机制电量规模，按照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，以及用户承受能力等因素确定。 2.机制电价。机制电价由新能源项目（已全容量并网和未来12个月内全容量并网且未纳入过机制执行范围的项目，首次竞价为2025年6月1日—12月31日全容量并网的项目）自愿参与竞价形成。竞价时按申报价格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但不高于竞价上限确定，支持分布式光伏、分散式风电项目委托代理商参与竞价工作。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；竞价下限考虑先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本确定，视情逐步取消。 3.执行期限。2025年6月1日起全容量并网的增量项目，机制电价执行期限为12年，执行期限到期后不再执行机制电价，由市场交易形成上网电价。 （四）按月分解机制电量并开展差价结算。针对省内消纳的新能源电量，初期采用事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量和机制电量比例确定每月机制电量。云南电网公司每月对机制电量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用；初期不再开展其他形式的差价结算。 （五）市场交易均价确定原则。按照项目类型，分光伏、风电确定市场交易均价。电力现货市场连续运行前，用于机制电量差价结算的市场交易均价按照同类型机组月度中长期交易加权均价确定；电力现货市场连续运行后，市场交易均价按照同类型机组月度实时市场分时节点加权均价确定。2025年市场交易均价确定原则与现行政策妥善衔接。 （六）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。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。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。新能源项目在规模范围内每年自主确定机制电量比例，但不得高于上一年。 三、保障措施 （一）强化工作落实。省发展改革委牵头组织制定配套细则，做好影响测算分析，加强政策宣传解读，周密组织贯彻落实。省能源局积极推动分布式光伏、分散式风电逐步适应市场竞争，统筹确定机制电量规模。云南能源监管办加大对电力市场中经营主体串通报价、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违规行为的查处力度。市场衔接细则、竞价细则及结算细则另文明确。 （二）做好政策衔接。省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格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，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。机制电量不重复获得绿证收益。绿电交易对应的绿证收益按照“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，建立省级专用绿证账户，机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户。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。 （三）完善信息披露。建立健全统一规范的“全市场、全品种、全周期、全主体”的电力市场信息披露体系，提高信息披露及时性、完整性和准确性。明确信息披露内容，交易组织前披露参数信息、预测信息等，交易出清后披露市场申报、出清信息、交易和结算情况等，不断提高电力市场披露信息的公开度和透明度。规范信息披露流程，加强信息披露监管，保障公平市场竞争环境，促进电力市场稳定运行。 （四）做好跟踪评估。省发展改革委、省能源局牵头组织云南电网公司、昆明电力交易中心密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，定期评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续加强市场价格信号对新能源发展的引导作用。 云南省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实施方案》政策解读 近日，省发展改革委会同省能源局、云南能源监管办印发《云南省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实施方案》（以下简称《实施方案》），现解读如下： 一、制定背景和过程 2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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，以下简称136号文），推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量增量项目分类施策，要求各地2025年底前出台实施方案。 为落实国家改革要求，省发展改革委会同省能源局等单位印发工作方案、组建专班、组织培训，扎实开展新能源企业调研、成本调查、新能源情况摸底等基础工作，经广泛座谈研讨、借鉴经验，履行征求意见、专家论证、风险评估、公平性审查、合法性审核、宏观政策一致性评估、集体决策等程序，报省政府后印发《实施方案》。 二、主要内容 《实施方案》承接136号文，结合我省新能源建设和产业培育的实际，立足于稳定新能源投资预期，主要明确以下内容：一是新能源项目上网电量原则上全部进入电力市�。贤缂弁ü谐〗灰仔纬�。二是在市场外建立差价结算机制，机制电价高于或低于市场交易均价的部分，开展差价结算。三是以2025年6月1日为界，区分存量增量项目分类施策。存量项目与现行政策妥善衔接；对于增量项目，合理设置竞价上下限和机制电量规模，组织经营主体开展竞价，明确执行年限12年。四是明确部门分工、政策衔接、信息披露、跟踪评估等保障措施。 三、配套措施 为确保我省新能源上网电价市场化改革平稳落地，省发展改革委会同省能源局、云南能源监管办等单位同步开展相关工作：一是研究制定新能源参与电力市场衔接细则、新能源竞价细则及结算细则等配套细则，细化明确新能源项目如何入市参与电能量交易、增量新能源项目参与竞价、云南电网公司依据竞价结果开展差价结算相关事宜。二是委托昆明电力交易中心开展模拟竞价，引导企业提前熟悉竞价规则，准确把握政策内核。三是加强政策协同，结合南方区域电力市场运行情况，系统性优化完善电力市场机制规则，促进电力资源高效配置，引导我省新能源产业健康有序发展。 免责声明：本文所用视频、图片、文字如涉及作品版权问题，请第一时间告知，我们将立即删除，本文只供光伏领域学习讨论之，无任何商业用途！ 广州完美真人 已连续举办17年，是全球光储企业促进贸易、推广品牌的重要展览平台。展览范围包括光伏原材料、生产设备、组件、逆变器、支架、零配件、光伏系统、电站、太阳能光伏应用产品及储能应用、储能系统集成及运维等新能源、光储领域等。每年连同储能及电池、电源、氢能、生物质能、空气能等新能源专题展会于广州·广交会展馆联袂展出，聚能启航，助燃“绿色经济”