新能源上网电价市场化改革方案 核心观点 - 宁夏推动新能源上网电价全面市场化，风电光伏项目原则上全部进入电力市场交易，电价由市场形成[4] - 建立差价结算机制，机制内外电价差额由工商业用户分摊/分享，存量项目10%电量执行燃煤基准价0.2595元/千瓦时，增量项目10%电量通过竞价确定电价（上限0.2595元/千瓦时，下限0.18元/千瓦时）[5][6][7] - 现货市场申报价格上限暂定0.56元/千瓦时，下限0元/千瓦时，允许签订多年购电协议管理风险[4] 市场交易机制 - 新能源项目可选择报量报价或作为价格接受者参与交易，分布式项目鼓励直接或聚合参与[4] - 现货市场规则要求新能源公平参与实时市场，自愿参与日前市场，中长期合同可灵活调整量价曲线[4] - 跨省跨区交易按国家政策执行，未连续运行的现货市场以月度中长期加权均价结算[4][8] 存量项目规则 - 2025年6月前投产项目：分布式电量100%纳入机制，集中式风电光伏10%电量执行固定电价0.2595元/千瓦时，执行期限为全生命周期合理利用小时数或20年孰短[6] - 变更投资主体时原机制继续有效，每年可自主调整执行比例但不超上年水平[8] 增量项目规则 - 2025年6月起投产项目：年度预测上网电量10%纳入机制，竞价上限0.2595元/千瓦时，下限0.18元/千瓦时，按报价从低到高排序确定中标项目，执行期10年[7] - 已投产及12个月内投产项目可自愿参与竞价，机制电价按入选项目最高报价确定[7] 政策协同与实施 - 机制内电量不参与绿电交易和绿证收益，未上网电量不纳入利用率考核[9] - 禁止将配建储能作为新能源项目并网前置条件，电网企业需按月差价结算[9][10] - 2025年10月1日起实施，配套细则将完善现货市场和中长期交易规则[10][11]