云南出台新能源全面入市实施方案 绿色能源大省书写创新融合新篇章

稳存量 筑牢新能源发展“基本盘”

“十四五”以来，云南新能源发展跑出“加速度”—— 新增装机超5300万千瓦，年发电能力提升约500亿千瓦时，全省统调电力装机容量达1.66亿千瓦，清洁能源占比突破 90%。面对新能源全面入市的改革要求，《方案》首先聚焦存量项目稳健经营，以差异化政策化解市场波动风险。

在集中式新能源领域，《方案》延续机制电量比例随全容量并网时间退坡政策。考虑到历年新能源场站建设成本下降趋势与现货市场价格不稳定实际，存量集中式光伏按55%-100%、集中式风电按45%-60%确定机制电量比例，这一比例与项目建设投资成本精准匹配，既避免了投资过热，又为项目收益“兜底”，保障了初始投资的合理回收。

对于分布式新能源与扶贫光伏这两类“民生属性”突出的项目，《方案》给予更坚实的保障。云南分布式新能源已形成“整县推进”模式，结合农村屋顶、工业园区等场景构建“自发自用+余电上网”微电网；扶贫光伏更是乡村振兴与绿色发展的“结合点”，兼具资源集约利用与民生改善价值。鉴于这类项目建设条件复杂、利用小时数较低、市场竞争力较弱的特点，《方案》明确存量项目享受“全电量机制电量保障”，构建起长期稳定的利益联结机制，让绿色能源红利更直接地惠及乡村与民生。

此外，《方案》统一明确存量项目、分布式新能源及扶贫光伏的机制电价水平为燃煤发电基准价，与国家平价新能源项目指导价一脉相承，既保持了政策连续性，也为市场主体提供了清晰稳定的预期。

强市场 激活高质量发展“新动能”

从“高速增长”转向“高质量发展”，是云南新能源产业的必然选择。《方案》以市场化配置资源为核心，通过创新增量项目竞价规则、完善考核与退出机制，引导新能源项目有序建设、高效发展，避免资源盲目开发。

科学竞价机制传递清晰市场信号，是《方案》的一大亮点。与“静态平均”的分配模式不同，增量项目机制电量竞价追求“动态高效的公平”：机制电量规模依据国家年度非水电可再生能源电力消纳责任权重及用户承受能力确定，每年通过竞价公告明确，实现“保供应”与“促消纳”的协调；竞价上限兼顾合理成本收益、绿色环境价值与用户承受力，下限锚定先进电站造价折算的发电成本，既防范“市场失灵”，又为竞争划定合理区间；竞价结果确定“事前机制电量执行比例”，对发电方而言，可避免因发电量不足丢失竞得电量，对用电方而言，能实现“需求旺时多分摊、需求淡时少分摊”的良性互动；报价采用单调递增的分段式申报，充分反映不同价格水平的供给意愿，有效防范市场操纵，保障价格发现的公平性。

严格考核机制倒逼项目高效落地。新能源项目建设受审批、供应链、气候等多重因素影响，《方案》明确“按全容量并网时间考核”：延迟3个月及以内，全容量并网前机制电量自动失效；延迟超3个月，将视情取消竞价结果、限制投资方或集团企业后续竞价资格。这一机制促使投资方科学统筹建设进度与竞价工作，确保改革政策落地见效。

灵活退出机制呵护项目协调发展。机制执行期限为12年，针对边际项目可能面临的“低比例长期执行”困境，《方案》允许其在总中标比例低于申报量50%时，于结果公示阶段申请退出并参与下一年度竞争；已纳入机制的项目，也可根据市场化交易行情与运营情况，选择全部退出或调减执行比例，真正让项目凭市场竞争力“站稳脚跟、行稳致远”。

优衔接 打通市场化改革“顺畅道”

经过多年培育，云南集中式新能源市场化交易已纳入清洁能源市场，实现“逐日开市”。《方案》在此基础上，进一步优化中长期交易机制，明确绿色环境价值收益规则，让新能源入市衔接更顺畅、更规范。

一方面，《方案》全面落实“新能源上网电价由市场化方式形成”：集中式新能源通过全面入市交易确定价格；分布式新能源可选择自主参加交易，或聚合为虚拟电厂，或作为价格接受者执行市场化价格。在中长期签约环节，机制电量在市场交易约束中扣除，确保初期机制电量不开展其他形式的差价结算，维护市场稳定性。

另一方面，《方案》指出机制电量绿证专属专用：设立省级专用绿证账户，做好机制电量对应绿证划转，明确新能源项目机制电量部分不重复获取绿证收益，引导绿证交易规范开展。这一举措不仅堵住了“重复收益”的漏洞，更让电力用户有望直接获得绿色用能凭证划转，推动绿色用能理念落地生根。

从保障存量项目投资回报，到以市场竞争激活增量活力，再到优化机制打通入市堵点，《方案》的出台是云南“有为政府”与“有效市场”协同发力的生动实践。这份方案既彰显了云南坚定不移发展绿色能源的战略定力，也为新能源企业与电力消费者稳定了预期，更将与现货市场价格协调演进，推动电力资源高效配置。未来，随着《方案》的落地实施，云南必将在绿色能源高质量发展的道路上走得更稳、更远，为全国清洁能源大省探索市场化改革提供“云南范本”。

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