文章核心观点 - 广西壮族自治区发改委就新能源上网电价市场化改革发布实施细则和实施方案 旨在建立新能源可持续发展价格结算机制 区分存量和增量项目实施分类管理 推动新能源全面参与电力市场交易 [1][30][31] - 改革遵循市场化方向 通过差价结算机制稳定新能源项目收益预期 存量项目维持现行价格政策衔接 增量项目采用竞价方式确定机制电价 [31][35][37] - 机制设计动态调整 电量规模与消纳责任权重完成情况挂钩 执行期限考虑投资回收周期 确保政策灵活性和可持续性 [7][15][37] 适用范围与投产时间 - 细则适用于2025年6月1日前投产的存量新能源项目及之后投产的增量项目 涵盖集中式和分布式新能源 [2][10] - 集中式项目投产时间以电力业务许可证和并网调度协议中较晚的并网时间为准 分布式项目以电网接火送电单记录的实际并网时间为准 [3][10] 存量项目管理 - 存量分布式新能源项目上网电量全部纳入机制电量 比例为100% 集中式项目机制电量规模由自治区发改委按年确定 2025年电量已由中长期合约保障不设机制电量 [4][15] - 存量分布式机制电价为420.7元/兆瓦时 集中式项目（不含海上风电）为324元/兆瓦时 海上风电按现行政策执行 [5][19] 增量项目管理 - 2025年6月1日起投产的增量项目 2025年机制电量规模按广西2024年新能源非市场化比例确定为33%（全年65%）或现行比例8%（全年16%） [6][37] - 2026年起机制电量规模根据非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力动态调整 完成超标的次年规模适当减少 未完成的适当增加 单个项目申请比例不超过80% [7][15][37] - 增量项目机制电价通过年度竞价形成 分风电和光伏两类 竞价上限暂定为0.4207元/千瓦时 下限按最先进电站度电成本设定 执行期限按回收初始投资平均期限12年确定 [8][37] 机制电量规模管理 - 省级电网企业每年11月底前测算次年增量项目规模 12月底前确定各项目机制电量比例 比例计算基于装机容量、同类型机组近三年平均发电小时数及厂用电率 [15][16][17] - 月度实际执行机制电量按当月实际上网电量乘以机制电量比例计算 累计电量达年度上限后超额部分不再执行机制电价 不足部分不跨年滚动 [8][18] 差价结算与绿证协同 - 电网企业按月开展差价结算 机制电量差价电费=机制电量×（机制电价-市场交易均价） 差额纳入系统运行费用由工商业用户分摊 [23][38] - 市场交易均价区分光伏和风电计算 现货市场运行前按中长期交易加权平均价格确定 运行后按实时市场加权平均价格确定 [24][38] - 纳入机制的电量不重复获得绿证收益 对应绿证划转至省级专用账户由工商业用户共有 [11][24] 增量项目竞价实施方案 - 竞价工作由自治区发改委牵头 广西电力交易中心组织实施 参与主体包括2025年6月1日后投产的集中式、分布式项目及承诺12个月内投产的项目 [43][45][47] - 竞价采用统一出清方式 按报价从低到高排序直至满足总规模 机制电价按入选项目最高报价确定 单个项目申报电量比例上限暂设50% [52][54][63] - 竞价主体需提交履约保函 金额按装机容量、平均利用小时及上网电价乘积的8%确定 未按期投产项目可能被取消竞价资格并扣除保函 [61][66][67] 执行期限与退出规则 - 存量项目执行期限按投产满20年或剩余全生命周期合理利用小时数对应时间的较早者确定 增量项目按12年执行 [21][35][37] - 项目每月15日前可申请次月退出机制电量 退出后不可再次进入 执行期满自动退出 [21][39]