核心观点 - 陕西省推动新能源上网电价全面市场化改革 区分存量与增量项目并建立可持续发展价格结算机制 以促进新能源高质量发展 [12][13] 电力市场交易机制 - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 通过市场交易形成价格 分布式和分散式项目可直接或聚合参与交易 未申报者按月度发电侧实时市场同类项目加权均价结算 [14] - 跨省跨区交易新能源电量按国家相关政策执行上网电价和交易机制 [15] - 新能源全部上网电量参与实时市场出清 自愿参与日前市场 现货市场申报价格上限调整为每千瓦时1元 下限为0元 [3][15] - 允许中长期合同灵活调整量价和曲线 放宽发电侧中长期签约比例 用户侧相应调整 分时价格根据现货市场价格信号形成 [16] - 鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议以管理市场风险 探索开展多年期交易 [16] 可持续发展价格结算机制 - 存量项目(2025年6月1日前全容量投产)机制电量规模衔接现行保障政策 每年自主确定执行电量但不高于上一年 机制电价按陕西煤电基准价0.3545元/千瓦时执行 榆林地区按当地煤电基准价 执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定 [5][6][17] - 增量项目(2025年6月1日起全容量投产)首轮竞价机制电量规模按2025年6月1日至2026年12月31日投产项目预计年度上网电量50%确定 机制电价及单个项目电量规模通过竞价形成 [7][18] - 每年10月底前开展次年机制电量竞价 总规模根据非水电可再生能源消纳责任权重和用户承受能力动态调整 竞价主体为已投产和次年投产未纳入机制的项目 单个项目申报机制电量不超过预计上网电量80% [7][18] - 竞价按报价从低到高确定入选项目 机制电价按入选项目最高报价确定 首次竞价上限不高于0.3545元/千瓦时 下限不低于0.18元/千瓦时 执行期限考虑回收初始投资确定为10年 [8][18] - 机制电量每月按机制电价开展差价结算 差价结算费用=机制电量×(机制电价-市场交易均价) 费用纳入系统运行费由全体工商业用户分摊或分享 市场交易均价按月度发电侧实时市场同类项目加权均价确定 [19] - 2025年6月1日至12月31日新能源项目上网电量电价按现行政策执行 2026年1月1日起纳入机制电量按机制电价结算 [19] 绿电绿证交易机制 - 省内绿电交易开展双边协商和挂牌交易 申报和成交价格分别明确电能量价格和绿色电力证书价格 不开展集中竞价和滚动撮合交易 纳入机制的电量不重复获得绿证收益 [16] 配套措施 - 享有财政补贴项目全生命周期合理利用小时数内补贴标准按原规定执行 因报价未上网电量不纳入新能源利用率统计与考核 [20] - 各地不得向新能源不合理分摊费用 不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网的前置条件 电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源 [4][20] - 电力企业和市场运营机构需监测新能源市场交易价格、发电成本收益变化及终端用户电价水平 评估改革对行业发展和企业经营的影响 [20] - 电网企业做好结算和合同签订工作 对机制执行结果单独归集 市场运营机构完善交易规则并规范信息披露行为 [20]