青海“136号文”承接方案征求意见

9月8日，青海省发改委发布关于公开征求《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》意见建议的公告。其中提到，省内所有新能源发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行，对应电量不纳入机制电量。

完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。充分考虑新能源出力的不确定性，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价曲线等内容。现货市场连续运行后，新能源参与中长期交易的申报电量上限，按装机容量扣减机制电量对应容量后的最大上网电量确定。完善绿色电力交易政策，省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称“绿证”）价格。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，可探索组织开展多年期交易。

存量项目：

机制电量：扶贫、特许经营权、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电、光热发电上网电量全额纳入机制电量范围。光伏应用“领跑者”项目按照年发电利用小时数1500小时纳入机制电量范围。2021年1月1日以后投产的平价光伏项目按装机容量等比例分配36亿千瓦时机制电量；平价风电项目按装机容量等比例分配5.1亿千瓦时机制电量。

机制电价：扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行；“金太阳”项目按照青海省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行；分布式光伏、光热项目按照现行价格政策执行。

执行期限：扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电项目，按照政策开始执行时剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定。平价项目按照投产满12年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模移出。

风电、光伏项目全生命周期合理利用小时数分别为36000小时（风电四类资源区）、32000小时（光伏一类资源区）、26000小时（光伏二类资源区）。其中国家确定的光伏“领跑者”基地项目全生命周期合理利用小时数在上述基础上增加10%，即35200小时（光伏一类资源区）。

全额上网的存量新能源项目，已利用的小时数=并网以来全部上网电量÷装机容量。执行机制电价前剩余利用小时数=全生命周期合理利用小时数-已利用小时数。执行机制电价后，剩余利用小时数=执行机制电价前剩余利用小时数-（机制电价执行期内全部上网电量÷装机容量）。

余电上网的存量新能源项目，相关利用小时数均按全发电量与装机容量计算确定。

增量项目：

竞价电量：首年竞价电量规模根据2025年6月1日起至2025年12月31日全容量投产的新能源项目上网电量规模与现有新能源非市场化比例确定。上网电量参照上年度同资源区风电、太阳能平均发电利用小时数，并扣除厂用电量计算得出。现有新能源非市场化比例，与2024年具有保障性质的新能源电量规模占2024年省内新能源上网电量规模的比例适当衔接。

后续年份电量规模综合年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力和支持新能源发展需要等因素确定。

现阶段按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时，不再分类组织，合并统一竞价。后期逐步合并为统一组织竞价，不再区分技术类型。

申报上限：集中式单个项目机制电量申报上限=装机容量(交流侧)×该电源类型年度发电利用小时数×（1-厂用电率）×上限比例。

分布式（分散式）项目机制电量申报上限=装机容量(交流侧)×(1-年度自发自用电量占发电量的比例)×该电源类型年度发电利用小时数×上限比例。

“该电源类型年度发电利用小时数”、“厂用电率”参考同类型电源近三年全省平均值，“年度自发自用电量占发电量的比例”参考同类型典型电站自发自用比例，“上限比例”考虑引导经营主体理性报量报价因素确定。以上参数在每年竞价通知中发布。

分散式风电、分布式光伏竞价代理商可申报机制电量上限为所代理每个项目的可申报机制电量上限之和。同场次，同一分散式、分布式项目主体只可选择一家代理商作为其竞价代理机构。

竞价电价：竞价上限根据同类型电源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争设定竞价下限，具体参考同类型电源发电成本、支持新能源发展需要等因素确定。竞价上下限在每年竞价通知中发布。

执行期限：机制电价执行期限参照同类项目回收初始投资的平均期限等因素确定，具体期限在每年竞价通知中发布。