广西新能源项目机制电量结算细则征求意见：全容量投产的分布式新能源、扶贫光伏机制电价0.4207元/千瓦时

12月25日，广西电力交易中心转发《广西电网有限责任公司关于公开征求意见的通知》，其中提到，机制电量采用“事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量形成”的方式确定。电网企业根据新能源项目每月实际发电量、上网电量、跨省跨区外送交易电量与纳入机制的电量比例等，计算每月实际执行差价结算的机制电量并开展差价结算。

机制电量计算方式：

（一）存量项目、全电量上网增量项目的机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际上网电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例。

（二）增量项目（余电上网项目）机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际发电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例－（每月实际发电量－每月实际上网电量）。

全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目机制电价参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时（含税，下同）执行，2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目按照竞争性配置相关文件明确的上网电价执行。新能源增量项目机制电价通过竞价形成。

存量项目纳入新能源可持续发展价格结算机制的2025年6月1日以前全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目，已发电利用小时数达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价；2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价。具体按以下方式认定：

1.已发电利用小时数=累计总发电量÷项目备案容量；

2.项目投产时间从项目首次并网时间开始计算。

增量项目机制电价执行期限为12年，执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。入选时已投产的项目，原则上以入选时间的次月1日为执行起始时间；入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间的次月1日为执行起始时间；如实际投产时间晚于申报投产时间，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。调度机构应于每月1日前向电网企业提供上月已投产的10千伏及以上新能源项目的投产时间，即全容量并网时间。

详情如下：

关于转发《广西电网有限责任公司关于公开征求意见的通知

各经营主体：

现转发《广西电网有限责任公司关于公开征求意见的通知》，详见附件。

广西电力交易中心

2025年12月25日

《广西壮族自治区新能源可持续发展价格结算机制实施细则（试行）》编制说明

一、编制背景和目的

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）（以下简称“136号文”）文件要求，规范做好新能源项目机制电量差价电费结算工作，服务新能源电量全部进入电力市场，根据《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（简称“《实施方案》”，下同），结合我区实际，制定了《广西壮族自治区新能源项目机制电量结算细则（试行）》（简称“《细则》”，下同）。

二、主要内容框架

《细则》共分为六章二十条，围绕新能源项目机制电量结算执行的全流程进行系统规范，各章节核心内容如下：

（一）总则（第一条至第三条）

明确《细则》的制定依据、实施范围，以及职责分工。《细则》实施范围适用于《实施方案》明确的纳入新能源可持续发展价格结算机制的项目。区分存量项目和增量项目，在市场外建立差价结算的新能源可持续发展价格结算机制，由电网企业按规定对纳入机制的新能源电量规模（以下简称机制电量）按机制电价开展差价结算，结算费用纳入系统运行费由各电网企业（包括具有供电类电力业务许可证的省级电网、地方电网以及增量配电网）供电营业区域内的全体工商业用户分摊或分享。电网企业按市场规则对未在电力交易机构注册的新能源项目开展电能量电费结算工作。

（二）结算前数据准备（第四条至第七条）

对结算前的数据准备进行统一规范，明确新能源存量和增量项目的认定方式，对备案容量调整、结算档案管理以及合同签订做出了明确的执行说明。

1、明确新能源存量和增量项目认定标准

存量项目清单由自治区能源局会同有关单位审核确认并公示，抄送自治区发展改革委；增量项目原则上为2025年6月1日起投产的新能源项目，除已认定为存量项目以外的新能源项目视为增量项目。

2、明确核准（备案）容量调整要求

2025年6月1日以前（不含6月1日，下同）未能实现全容量投产的新能源项目，若项目单位决定终止原核准（备案）容量内剩余未并网部分的建设计划，可向属地能源主管部门申请变更核准（备案）容量，经审批后按实际投产容量纳入存量项目管理。

3、明确结算档案管理

电网企业根据存量项目清单将机制电价、机制电量比例、执行期限等信息同步更新至新能源项目对应的结算单元档案；自治区发展改革委公布竞价结果后3个工作日内，交易中心向电网企业推送竞价结果，电网企业根据交易中心推送的竞价结果将机制电价、机制电量比例、执行期限等信息同步更新至新能源项目对应的结算单元档案；增量项目原则上应一一对应；存量项目与结算单元存在“一对多”“多对一”的档案，电网企业应与新能源项目业主协商按照一一对应的原则完善系统档案。

4、购售电合同签订

电网企业负责修编购售电合同标准文本，补充完善差价结算相关条款。已签订购售电合同的新能源项目采用“告知＋重签”的方式，电网企业应通过线上、线下等多种方式做好差价结算条款的告知工作，并适时组织重签购售电合同。新能源主体应配合电网企业及时重签购售电合同，在完成重签前原购售电合同的价格条款按照《实施方案》及本细则有关条款执行，其他合同条款保持有效。

（三）差价费用结算（第八条至第十二条）

对差价费用结算的形成机制、计算方式、数据获取等内容进行明确，并阐释差价电费追退补管理原则和电费结算争议处理。

1、明确机制电量和价差电费计算原则

机制电量采用“事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量形成”的方式确定。电网企业根据新能源项目每月实际发电量、上网电量、跨省跨区外送交易电量与纳入机制的电量比例等，计算每月实际执行差价结算的机制电量并开展差价结算。

（1）存量项目、全电量上网增量项目的机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际上网电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例。

（2）增量项目（余电上网项目）机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际发电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例－（每月实际发电量－每月实际上网电量）。

（3）差价电费

机制电量差价电费=机制电量×（机制电价－市场交易均价）。

2、明确市场交易均价

市场交易均价指月度发电侧实时市场同类项目节点加权平均价格，分为海上风电、其他风电和光伏发电三类，由交易中心每月第2个自然日前向电网企业提供上月数据。市场交易均价发布后不因事后市场出清价格、电量变更进行调整或重算。

3、明确差价电费追退补管理

由于历史发用电量计量故障等原因需要进行电费退补调整的，由电网企业根据与新能源项目业主按照购售电合同约定条款共同确认的差错电量，以及差错当月的月度发电侧实时市场同类项目节点加权平均价格，开展差价电费追退补工作，并在下一结算周期进行清算。

4、电费结算争议处理

电费结算过程中出现的争议，由当地价格主管部门协调解决，协商未果的可提请自治区发展改革委调解。

（四）执行期限、机制电量规模调减与退出（第十三条至第十六条）

明确机制电价的执行要求，以及存量项目和增量项目的执行期限和执行要求，允许新能源项目业主根据需求按照规范进行机制电量比例调减申请，明确了退出机制。

1、明确机制电价

全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时（含税，下同）执行，2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目按照竞争性配置相关文件明确的上网电价执行。新能源增量项目机制电价通过竞价形成。

2、明确存量项目执行期限：

纳入新能源可持续发展价格结算机制的2025年6月1日以前全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目，已发电利用小时数达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价；2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价。

3、明确增量项目执行期限：

1.增量项目机制电价执行期限为12年，执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。入选时已投产的项目，原则上以入选时间的次月1日为执行起始时间；入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间的次月1日为执行起始时间；如实际投产时间晚于申报投产时间，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。调度机构应于每月1日前向电网企业提供上月已投产的10千伏及以上新能源项目的投产时间，即全容量并网时间。

4、明确比例调减方式：

每年9月1日至10月31日，在执行期限内的新能源项目业主，可自愿通过电网企业公布的渠道向电网企业申请调整下一年度执行差价结算机制的电量比例（电量比例为基本单位比例1%的整数倍），逾期不再受理，调整后的比例不得高于上年比例，并及时与电网企业重新签订购售电合同，自次年1月1日0时起执行调整后的机制电量比例。

5、明确退出机制：

在执行期限内的新能源项目，新能源项目业主可于每月5日前，通过电网企业公布的渠道向电网企业申请自愿退出，及时与电网企业重新签订购售电合同，自申请退出的次月1日0时起不再按本细则开展差价结算。

（五）政策协同（第十七至十九条）

明确机制电量不重复获得绿证收益，对应的绿证统一划转至省级专用绿证账户。享有国家财政补贴的新能源项目实行价补分离，补贴标准按照原有规定执行。各级价格主管部门要积极会同当地有关监管部门，加强对本地区新能源项目机制电量差价结算工作的日常监督。国家能源局南方监管局和自治区能源局会同有关部门对机制执行情况开展定期督查，依法处理违规行为。

（六）附则（第二十条）

明确《细则》自印发之日起实施，试行期1年，到期未修订前继续执行。国家政策如有调整，从其规定。

三、实施意义

本细则通过明确新能源可持续发展价格结算机制执行的全流程规范，对健全完善我区关于新能源市场结算，提高新能源结算执行、促进电力市场建设具有积极作用。

广西壮族自治区新能源项目机制电量结算细则（试行）

（征求意见稿）

第一章 总  则

第一条  【制定依据】根据《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，结合《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（以下简称《实施方案》），为做好我区新能源项目机制电量结算工作，确保结算公平、公正、高效，制定本细则。

第二条  【实施范围】本细则所称新能源项目，是指风电、太阳能发电项目，适用于《实施方案》明确的纳入新能源可持续发展价格结算机制的项目。区分存量项目和增量项目，在市场外建立差价结算的新能源可持续发展价格结算机制，由电网企业按规定对纳入机制的新能源电量规模（以下简称机制电量）按机制电价开展差价结算，结算费用纳入系统运行费由各电网企业（包括具有供电类电力业务许可证的省级电网、地方电网以及增量配电网）供电营业区域内的全体工商业用户分摊或分享。电网企业按市场规则对未在电力交易机构注册的新能源项目开展电能量电费结算工作。

第三条  【职责分工】

（一）自治区发展改革委负责我区新能源项目机制电量结算管理工作。

（二）各电网企业负责供电营业区域内新能源项目的基础档案信息管理，对纳入新能源可持续发展价格结算机制的新能源项目，开展购售电合同签订、机制电量差价结算、数据归集及执行结果报送等工作。地方电网、增量配电网供电营业区域内新能源项目具备上网电量全电量进入市场条件后，应按规定与广西电网公司开展数据交互，配合完成趸售（网间）结算工作。

（三）广西电力交易中心（以下简称交易中心)负责开展新能源增量项目竞价、提供用于机制电价差价费用结算的市场交易均价、加强相关信息披露和结果公示等工作。

（四）广西电网电力调度控制中心（以下简称广西中调）负责收集检查其调管区域内10千伏及以上新能源项目并网时间支撑材料,提交能源主管部门进行全容量并网时间认定。新能源项目全容量并网时间经能源主管部门认定后，广西中调应将该信息同步提供给电网企业。

（五）新能源项目按规定提供相关资料，及时与电网企业签订购售电合同，负责核对确认电网企业出具的包括差价结算费用在内的电费结算单，配合开展结算工作。

第二章 结算前数据准备

第四条  【新能源存量和增量项目认定】

（一）存量项目认定。存量项目清单由自治区能源局会同有关单位审核确认并公示，抄送自治区发展改革委。

对于地方电网、增量配电网供电营业区域内2025年6月1日以前（不含6月1日，下同）并网且未进入电力市场的新能源项目纳入存量项目。

（二）增量项目认定。原则上为2025年6月1日起投产的新能源项目，除已认定为存量项目以外的新能源项目视为增量项目。

第五条  【核准（备案）容量调整要求】2025年6月1日以前未能实现全容量投产的新能源项目，若项目单位决定终止原核准（备案）容量内剩余未并网部分的建设计划，可向属地能源主管部门申请变更核准（备案）容量，经审批后按实际投产容量纳入存量项目管理。

第六条  【结算档案管理】

（一）存量项目。电网企业根据存量项目清单将机制电价、机制电量比例、执行期限等信息同步更新至新能源项目对应的结算单元档案，新能源主体可通过电网企业的网上营业厅、南网在线APP等渠道查询有关信息。

（二）增量项目。自治区发展改革委公布竞价结果后3个工作日内，交易中心向电网企业推送竞价结果，电网企业根据交易中心推送的竞价结果将机制电价、机制电量比例、执行期限等信息同步更新至新能源项目对应的结算单元档案，新能源主体可通过电网企业的网上营业厅、南网在线APP等渠道查询有关信息。

（三）确保项目与结算单元对应。增量项目原则上应一一对应；存量项目与结算单元存在“一对多”“多对一”的档案，电网企业应与新能源项目业主协商按照一一对应的原则完善系统档案。电网企业应当根据新能源项目机制电量结算要求的最小结算单元，安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。多个新能源项目共用计量点且无法拆分，按照额定容量比例计算各新能源项目的上网电量。新能源项目暂无法实现独立装表计量的，电网企业应与新能源项目业主协商一致后，在购售电合同中明确新能源项目不同类型上网电量的分配方式。

第七条  【购售电合同签订】电网企业负责修编购售电合同标准文本，补充完善差价结算相关条款。已签订购售电合同的新能源项目采用“告知＋重签”的方式，电网企业应通过线上、线下等多种方式做好差价结算条款的告知工作，并适时组织重签购售电合同。新能源主体应配合电网企业及时重签购售电合同，在完成重签前原购售电合同的价格条款按照《实施方案》及本细则有关条款执行，其他合同条款保持有效。含差价结算相关条款的购售电合同原则上每年一签，执行期限届满前，若双方无异议，到期后自动延期1年，延期次数依据机制电价执行期限和是否自愿退出全部机制电量确定。若任何一方存有异议，应在合同期限届满前30日书面通知对方，在协议期限届满前进行协商，并重新签订协议。

第三章 差价费用结算

第八条  【差价结算机制】机制电量采用“事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量形成”的方式确定。电网企业根据新能源项目每月实际发电量、上网电量、跨省跨区外送交易电量与纳入机制的电量比例等，计算每月实际执行差价结算的机制电量并开展差价结算。

（一）机制电量单位为“兆瓦时”，计算结果四舍五入保留小数点后3位；若计算结果为负值，月度机制电量按0取值。

（二）差价电费单位为“元”，计算结果四舍五入保留小数点后2位。

（三）机制电量结算原则上以每个自然月为结算周期。

（四）交易中心应于每月1日前向电网企业提供新能源项目上月跨省跨区外送交易电量。

（五）电网企业应优化新能源电费结算账单，增加机制电量差价结算电费结算科目，实现差价电费单独归集、单独反映。

（六）电网企业应按月预测、滚动清算新能源机制电量差价结算电费，根据机制电量、机制电价、差价结算电费、工商业用户电量规模等测算和清算差价结算电费，纳入系统运行费用疏导。

（七）电网企业应建立完善的数据采集和管理系统，确保数据安全、准确。新能源项目应保存发电数据及相关资料，以备核查。

（八）电网企业应在每个季度结束次月20日前将新能源项目机制电量差价结算电费结算情况报告自治区发展改革委，抄送自治区能源局。

第九条  【机制电量计算方式】

（一）存量项目、全电量上网增量项目的机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际上网电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例。

（二）增量项目（余电上网项目）机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际发电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例－（每月实际发电量－每月实际上网电量）。

第十条  【差价电费计算方式】机制电量差价电费=机制电量×（机制电价－市场交易均价）。市场交易均价指月度发电侧实时市场同类项目节点加权平均价格，分为海上风电、其他风电和光伏发电三类，由交易中心每月第2个自然日前向电网企业提供上月数据。市场交易均价发布后不因事后市场出清价格、电量变更进行调整或重算。

现阶段，地方电网、增量配电网市场交易均价暂按广西电力市场月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。

第十一条  【差价电费追退补管理】由于历史发用电量计量故障等原因需要进行电费退补调整的，由电网企业根据与新能源项目业主按照购售电合同约定条款共同确认的差错电量，以及差错当月的月度发电侧实时市场同类项目节点加权平均价格，开展差价电费追退补工作，并在下一结算周期进行清算。

第十二条  【电费结算争议处理】电费结算过程中出现的争议，由当地价格主管部门协调解决，协商未果的可提请自治区发展改革委调解。

第四章 执行期限、机制电量规模调减与退出

第十三条  【机制电价】全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时（含税，下同）执行，2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目按照竞争性配置相关文件明确的上网电价执行。新能源增量项目机制电价通过竞价形成。

第十四条  【执行期限】

（一）存量项目

纳入新能源可持续发展价格结算机制的2025年6月1日以前全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目，已发电利用小时数达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价；2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价。具体按以下方式认定：

1.已发电利用小时数=累计总发电量÷项目备案容量；

2.项目投产时间从项目首次并网时间开始计算。

（二）增量项目

1.增量项目机制电价执行期限为12年，执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。入选时已投产的项目，原则上以入选时间的次月1日为执行起始时间；入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间的次月1日为执行起始时间；如实际投产时间晚于申报投产时间，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。

2.调度机构应于每月1日前向电网企业提供上月已投产的10千伏及以上新能源项目的投产时间，即全容量并网时间。

第十五条  【机制电量比例调减】每年9月1日至10月31日，在执行期限内的新能源项目业主，可自愿通过电网企业公布的渠道向电网企业申请调整下一年度执行差价结算机制的电量比例（电量比例为基本单位比例1%的整数倍），逾期不再受理，调整后的比例不得高于上年比例，并及时与电网企业重新签订购售电合同，自次年1月1日0时起执行调整后的机制电量比例。

第十六条  【退出机制】在执行期限内的新能源项目，新能源项目业主可于每月5日前，通过电网企业公布的渠道向电网企业申请自愿退出，及时与电网企业重新签订购售电合同，自申请退出的次月1日0时起不再按本细则开展差价结算。执行期限到期的新能源项目，自到期的次月1日0时起不再按本细则开展差价结算。新能源项目机制执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

第五章 政策协同

第十七条  【绿电政策协同】机制电量不重复获得绿证收益，对应的绿证统一划转至省级专用绿证账户。绿电交易电量对应的绿证，采用当月绿电合同电量、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。

第十八条  【补贴政策协同】享有国家财政补贴的新能源项目实行价补分离，补贴标准按照原有规定执行。

第十九条  【监管政策协同】各级价格主管部门要积极会同当地有关监管部门，加强对本地区新能源项目机制电量差价结算工作的日常监督。国家能源局南方监管局和自治区能源局会同有关部门对机制执行情况开展定期督查，依法处理违规行为。

第六章 附  则

第二十条  【实施时间】自印发之日起实施，试行期1年，到期未修订前继续执行。国家政策如有调整，从其规定。