甘肃“136号文”承接方案：存量电价0.3078元/kWh！

8月12日，甘肃公布《甘肃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实施方案》。

2025年6月1日以前投产的新能源存量项目

存量项目纳入机制的电量规模为154亿千瓦时，机制电价为0.3078元/千瓦时。执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。

关于存量项目机制电量分配方式，正式稿显示，扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目（不含“沙戈荒”基地项目）上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号批复的风电项目、保障性平价项目（指省内2021年12月31日前核准的不享有财政补贴的新能源并网项目）按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。

单个新能源项目在确定的规模范围内每年自主申报纳入机制的电量，但不得高于上一年（不含全额纳入机制电量的项目）。不参与首次申报的存量项目（不含分布式光伏项目），视为放弃机制电量，并不再纳入机制执行范围。

2025年6月1日起投产的新能源增量项目

机制电量规模：每年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，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。

机制电价：新能源企业在省发展改革委制定的价格上、下限内申报电量和电价进行竞价，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。

执行期限。确定为12年。入选时已投产的项目起始时间按入选项目公示竞价周期首月确定。

关于机制电量按月分解方式，正式稿指出，单个项目每年纳入机制的电量需按天数平均分解至月度。实际上网电量高于当月分解电量的，按当月分解电量结算。实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，低于的部分，可滚动至下月，但不再跨年滚动。若当年已结算机制电价的电量累计达到年度机制电量规模，则超过部分不再执行机制电价；若年底仍未达到年度机制电量规模，则当年缺额部分电量不再执行机制电价。

关于项目全容量并网时间认定，正式稿明确，新能源项目以核准（备案）容量全部建成并网时间作为投产时间。其中：集中式光伏、集中式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网日期作为投产时间；分布式光伏项目以电网企业营销系统的并网日期作为投产时间；分散式风电项目以电网调度机构认定的试运行结束时间作为投产时间。

关于未按期投产增量项目的处理方式，正式稿显示，入选时未投产项目起始时间按项目申报的投产时间确定，若入选项目未按期投产，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，具体事宜按照新能源可持续发展价格结算机制差价协议执行。

关于边际机组处理方式，正式稿指出，存在两个以上项目按照机制电价入选，则根据申报电量比例分配；申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配（对应折算的机制电量四舍五入后取整数）。

此外，正式稿还指出，新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。新能源项目与用户侧自愿参与日前市场。日前市场出清后，由调度机构根据调度预测的负荷需求、新能源出力信息，经营主体申报信息以及联络线计划等进行日前可靠性机组组合，结果用于机组日前开停机与出力计划。

纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益，绿电交易电量的绿证收益，采用当月绿电合同电量、发电企业机制外上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，以对应绿证价格结算。

原文如下（含政策解读）：

各市州发展改革委、工信局，兰州新区经发局，酒泉市、庆阳市能源局，国网甘肃省电力公司，甘肃电力交易中心有限公司，各有关发电企业：

《甘肃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实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请认真组织抓好落实。

甘肃省发展和改革委员会

甘肃省工业和信息化厅

甘肃省能源局

国家能源局甘肃监管办公室

2025年8月8日

甘肃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实施方案

为全面贯彻落实《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）、《甘肃省打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地行动方案》（甘政办发〔2025〕11号）等精神，促进新能源及新能源装备制造产业高质量发展，结合我省实际，制定本实施方案。

一、全面推动新能源上网电量进入市场交易

（一）省内集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、光热发电等所有新能源项目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。

（二）新能源项目可依规报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。其中，单个分布式光伏项目可作为独立市场主体进入市场，也可聚合后进入市场；未直接或未聚合参与市场的分布式光伏项目，暂默认为接受现货市场月度发电侧实时市场全部新能源项目加权平均价格进入市场交易。

（三）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、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

新能源项目进入电力市场交易后，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）、电量规模、执行期限等由省发展改革委会同省能源局、省工信厅明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的差价，由国网甘肃省电力公司按规定开展差价结算。

（二）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日以前投产的新能源存量项目

（1）纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。

（2）机制电价为0.3078元/千瓦时。

（3）执行期限按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。