8月27日，云南省發展和改革委員會、云南省能源局、國家能源局云南監管辦公室聯合印發《云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施》。

文件要求，推動新能源上網電量全面進入市場化，對存量項目與增量項目進行區分。存量項目區分帶補貼項目與平價項目，平價項目則根據并網時間不同明確機制電量規模。

存量項目

集中式光伏電量規模：1、帶補貼項目上網電價由市場交易形成，財政補貼繼續執行國家相關政策；

機制電價：執行燃煤發電基準價0.3358元/千瓦時。

執行期限：達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執行機制電價。

增量項目

電量規模：每年新增的機制電量規模，按照國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況確定。

競價上下限：考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；競價下限考慮先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本確定

執行期限：增量新能源項目執行期限12年。

原文如下:

關于印發《云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施方案》的通知

云發改價格〔2025〕720號

各州（市）發展改革委、能源局，云南電網有限責任公司、昆明電力交易中心有限責任公司、云南保山電力股份有限公司，各發用電企業：

現將《云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施方案》印發給你們，請遵照執行。執行中發現問題請及時報告。

云南省發展和改革委員會

云南省能源局

國家能源局云南監管辦公室

2025年8月26日

（此件公開發布）

云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施方案

為貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）要求，平穩有序推進新能源上網電價市場化改革工作，結合云南實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量全面進入電力市場。新能源項目（含集中式光伏和風電、分布式光伏、分散式風電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。分布式光伏、分散式風電可選擇直接參與、聚合參與或作為價格接受者參與市場，未選擇直接參與或聚合參與市場的，作為價格接受者參與。

參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。

（二）完善現貨市場交易和價格機制。電力現貨市場連續運行后，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮工商業用戶尖峰電價等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益（可再生能源發電補貼、綠證收益）等因素確定，并根據市場運行情況適時調整。

（三）健全中長期市場交易和價格機制。完善中長期市場交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整，結合新能源發電情況可以適當降低中長期簽約比例。鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，指導昆明電力交易中心具備條件時探索組織開展多年期交易。

二、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（一）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、機制電量規模、執行期限等由省發展改革委會同省能源局等有關單位明確。對納入機制的電量（以下簡稱機制電量），市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目分攤（分享）。

（二）存量項目機制電量規模、機制電價和執行期限。2025年6月1日前全容量并網的存量新能源項目，銜接現行政策，按照《云南省發展和改革委員會 云南省能源局關于云南省光伏發電上網電價政策有關事項的通知》（云發改價格〔2023〕319號）《云南省發展和改革委員會 云南省能源局關于進一步完善風電上網電價政策有關事項的通知》（云發改價格〔2023〕665號）《云南省發展和改革委員會 云南省能源局關于進一步完善新能源上網電價政策有關事項的通知》（云發改價格〔2023〕1264號）等文件執行。其中：

1.集中式光伏。一是享受財政補貼的，上網電價由市場交易形成，財政補貼繼續執行國家相關政策；二是2021年1月1日—2023年7月31日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的100%，機制電價為燃煤發電基準價（0.3358元/千瓦時，下同）；三是2023年8月1日—12月31日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的80%，機制電價為燃煤發電基準價；四是2024年1月1日—6月30日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的65%，機制電價為燃煤發電基準價；五是2024年7月1日—2025年5月31日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的55%，機制電價為燃煤發電基準價。

2.集中式風電。一是享受財政補貼的，上網電價由市場交易形成，財政補貼繼續執行國家相關政策；二是2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的60%，機制電價為燃煤發電基準價；三是2024年1月1日—6月30日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的50%，機制電價為燃煤發電基準價；四是2024年7月1日—2025年5月31日全容量并網的，機制電量為月度上網電量的45%，機制電價為燃煤發電基準價。

3.分布式光伏、分散式風電。機制電量為月度上網電量的100%，機制電價為燃煤發電基準價。

4.扶貧光伏。機制電量為月度上網電量的100%，機制電價為燃煤發電基準價。

參照可再生能源發電補貼政策關于全生命周期利用小時數的有關規定，存量項目機制電價執行期限按各項目2025年5月底剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與全容量并網滿20年對應年份較早者確定，到期后不再執行機制電價，由市場交易形成上網電價。

（三）增量項目機制電量規模、機制電價和執行期限。2025年6月1日起全容量并網的新能源增量項目，由省發展改革委會同省能源局等有關單位明確機制電量規模、競價上下限和單個項目申報電量區間等參數，具體在競價公告中予以明確。

1.機制電量規模。每年新增的機制電量規模，按照國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。

2.機制電價。機制電價由新能源項目（已全容量并網和未來12個月內全容量并網且未納入過機制執行范圍的項目，首次競價為2025年6月1日—12月31日全容量并網的項目）自愿參與競價形成。競價時按申報價格從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價但不高于競價上限確定，支持分布式光伏、分散式風電項目委托代理商參與競價工作。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；競價下限考慮先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本確定，視情逐步取消。

3.執行期限。2025年6月1日起全容量并網的增量項目，機制電價執行期限為12年，執行期限到期后不再執行機制電價，由市場交易形成上網電價。

（四）按月分解機制電量并開展差價結算。針對省內消納的新能源電量，初期采用事前確定機制電量比例，事后根據實際上網電量和機制電量比例確定每月機制電量。云南電網公司每月對機制電量按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費用；初期不再開展其他形式的差價結算。

（五）市場交易均價確定原則。按照項目類型，分光伏、風電確定市場交易均價。電力現貨市場連續運行前，用于機制電量差價結算的市場交易均價按照同類型機組月度中長期交易加權均價確定；電力現貨市場連續運行后，市場交易均價按照同類型機組月度實時市場分時節點加權均價確定。2025年市場交易均價確定原則與現行政策妥善銜接。

（六）新能源可持續發展價格結算機制的退出規則。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。新能源項目在規模范圍內每年自主確定機制電量比例，但不得高于上一年。

三、保障措施

（一）強化工作落實。省發展改革委牽頭組織制定配套細則，做好影響測算分析，加強政策宣傳解讀，周密組織貫徹落實。省能源局積極推動分布式光伏、分散式風電逐步適應市場競爭，統籌確定機制電量規模。云南能源監管辦加大對電力市場中經營主體串通報價、實施壟斷協議、濫用市場支配地位等違規行為的查處力度。市場銜接細則、競價細則及結算細則另文明確。

（二）做好政策銜接。省內綠電交易開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格，不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。機制電量不重復獲得綠證收益。綠電交易對應的綠證收益按照“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小”的原則確定。做好機制電量對應綠證劃轉，建立省級專用綠證賬戶，機制電量對應綠證統一劃轉至省級專用綠證賬戶。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。

（三）完善信息披露。建立健全統一規范的“全市場、全品種、全周期、全主體”的電力市場信息披露體系，提高信息披露及時性、完整性和準確性。明確信息披露內容，交易組織前披露參數信息、預測信息等，交易出清后披露市場申報、出清信息、交易和結算情況等，不斷提高電力市場披露信息的公開度和透明度。規范信息披露流程，加強信息披露監管，保障公平市場競爭環境，促進電力市場穩定運行。

（四）做好跟蹤評估。省發展改革委、省能源局牽頭組織云南電網公司、昆明電力交易中心密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，定期評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施，持續加強市場價格信號對新能源發展的引導作用。

解讀：

云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施方案》政策解讀

近日，省發展改革委會同省能源局、云南能源監管辦印發《云南省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的實施方案》（以下簡稱《實施方案》），現解讀如下：

一、制定背景和過程

2025年2月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱136號文），推動新能源上網電價全面由市場形成，建立新能源可持續發展價格結算機制，區分存量增量項目分類施策，要求各地2025年底前出臺實施方案。

為落實國家改革要求，省發展改革委會同省能源局等單位印發工作方案、組建專班、組織培訓，扎實開展新能源企業調研、成本調查、新能源情況摸底等基礎工作，經廣泛座談研討、借鑒經驗，履行征求意見、專家論證、風險評估、公平性審查、合法性審核、宏觀政策一致性評估、集體決策等程序，報省政府后印發《實施方案》。

二、主要內容

《實施方案》承接136號文，結合我省新能源建設和產業培育的實際，立足于穩定新能源投資預期，主要明確以下內容：一是新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。二是在市場外建立差價結算機制，機制電價高于或低于市場交易均價的部分，開展差價結算。三是以2025年6月1日為界，區分存量增量項目分類施策。存量項目與現行政策妥善銜接；對于增量項目，合理設置競價上下限和機制電量規模，組織經營主體開展競價，明確執行年限12年。四是明確部門分工、政策銜接、信息披露、跟蹤評估等保障措施。

三、配套措施

為確保我省新能源上網電價市場化改革平穩落地，省發展改革委會同省能源局、云南能源監管辦等單位同步開展相關工作：一是研究制定新能源參與電力市場銜接細則、新能源競價細則及結算細則等配套細則，細化明確新能源項目如何入市參與電能量交易、增量新能源項目參與競價、云南電網公司依據競價結果開展差價結算相關事宜。二是委托昆明電力交易中心開展模擬競價，引導企業提前熟悉競價規則，準確把握政策內核。三是加強政策協同，結合南方區域電力市場運行情況，系統性優化完善電力市場機制規則，促進電力資源高效配置，引導我省新能源產業健康有序發展。