云南省“136号文”配套细则：风电/光伏两类项目分别开展竞价 初期分段申报

8月28日，昆明电力交易中心发布关于印发云南省新能源上网电价市场化改革配套细则的通知，按照《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关于同意印发云南省新能源上网电价市场化改革配套细则的函》要求，现对《云南省新能源参与电力市场衔接细则》《云南省增量新能源项目竞价细则》《云南省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算细则》予以印发。

《云南省新能源参与电力市场衔接细则》提到，已投产新能源电厂（含集中式光伏和风电、分布式光伏、分散式风电，下同）全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成。汛期执行云南省城乡居民生活用能电能替代政策的集中式新能源电厂，按照平稳过渡原则，2025年汛期继续按照省内现行政策和规则执行。

所有已投产新能源项目应在电力交易平台完成市场主体注册，《实施方案》印发次月起未入市的新能源项目，上网电量由电网企业按市场交易均价进行结算。2025年市场交易均价按照月度清洁能源市场交易均价确定；2026年起按照项目类型分光伏、风电确定市场交易均价，电力现货市场未全月连续运行月份，市场交易均价按照同电源类型机组省内月度直接交易（含日交易）均价确定；电力现货市场全月连续运行月份，市场交易均价按照同电源类型机组实时市场月度分小时上网电量和分小时节点电价加权计算确定。涉及调试期电量的按照调试期有关政策执行。

2025年6月1日至《实施方案》印发次月，未入市的分布式光伏、分散式风电上网电量仍按燃煤发电基准价（0.3358元/千瓦时）结算。

新能源电厂按照南方区域和省内电力现货电能量交易规则有关要求执行，集中式新能源以报量报价或作为价格接受者参与现货市场。分布式光伏、分散式风电可聚合为发电类虚拟电厂以报量报价或作为价格接受者参与现货市场，未经聚合的分布式、分散式新能源作为价格接受者参与现货市场。

新能源电厂全电量参与实时市场，加快推动实现自愿参与日前市场，具体按照南方区域和省内有关规定执行。

2025年妥善衔接《云南省能源局关于做好2025年云南电力中长期合同签订履约工作的通知》有关要求，集中式新能源电厂签约率考核机制按现行政策规定执行，发电类虚拟电厂、分布式光伏、分散式风电暂不开展中长期未足量签约考核，也不纳入签约率考核电费分享主体范围。2026年起发用两侧签约率要求由政府主管部门另行研究明确。

《云南省增量新能源项目竞价细则》提到，结合云南省新能源投产和运行实际，初期考虑成本差异，分为风电和光伏两类项目分别组织开展竞价（分布式、分散式新能源与同类型集中式新能源合并组织）。直接参与竞价的新能源项目由项目投资方（该项目所属法人单位或自然人）以项目为单位，由虚拟电厂、售电公司等作为代理商的以代理商为单位，在申报时间窗口内按照项目类型在交易平台开展对应申报，申报信息包括电量和电价，申报电量最小单位为0.0001万千瓦时、价格最小单位为0.0001元/千瓦时。初期采取分段申报方式，申报不超过N（具体由省级主管部门明确）段机制电量、机制价格信息，申报机制价格需按分段单调递增。申报信息以最后一次在竞价系统提交的信息为准。

执行期限按照同类项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定，暂按照12年确定。

《云南省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算细则》提到，电网企业按照“月清月结”的原则，以自然月为周期对注册进入电力市场的新能源项目纳入可持续发展价格结算机制的上网电量（以下简称机制电量）进行差价结算，差价结算费用与上网电费同步确认、同步支付。用于差价结算的机制电量、机制电价、市场平均价格等依据《实施方案》及机制电价竞价结果确定。

8月27日， 云南联合印发《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》，明确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。建立场外差价结算机制，机制电价高于或低于市场交易均价的部分，由全体工商业用户分摊分享等内容。

详情如下：

附件1:云南省新能源参与电力市场衔接细则