10月31日，陜西省發(fā)改委發(fā)布《陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》、《陜西省增量新能源項目機制電價競價細則》。
根據《實施方案》：
新能源存量項目
2025年6月1日以前全容量投產（投產容量以達到核準或備案容量為準；投產日期集中式新能源項目以電力業(yè)務許可證為準，其他新能源項目以電網企業(yè)業(yè)務系統為準，下同）的新能源存量項目，以及千村萬戶“光伏＋”鄉(xiāng)村振興示范項目。
機制電量：分布式新能源、光伏扶貧（扶貧容量）及領跑者項目上網電量全部納入機制電量規(guī)模。對集中式光伏、風電設置改革過渡期，2026年-2030年按上網電量的75%納入機制電量，此后根據政策執(zhí)行情況予以優(yōu)化調整。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量，但不得高于上一年。
機制電價：機制電價按省煤電基準價執(zhí)行，其中榆林地區(qū)分別按當地煤電基準價執(zhí)行。（注：陜西省煤電基準價為0.3545元/千瓦時）
執(zhí)行期限：執(zhí)行期限按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份（具體到月）與投產滿20年對應年份（具體到月）較早者確定。
陜西省發(fā)改委將根據上述原則制定存量機組項目清單。
新能源增量項目
機制電量：總規(guī)模根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力動態(tài)調整。首次競價納入機制電量的規(guī)模，按2025年6月1日至2026年12月31日期間投產的新能源項目預計年度上網電量的75%確定。
每年10月底前開展次年機制電量競價工作，競價主體為已投產和次年年內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的風電、光伏發(fā)電項目，機制電價及單個項目機制電量規(guī)模通過自愿參與競價形成。
單個項目申報的機制電量規(guī)模不超過其預計上網電量的90%。
競價工作由國網陜西省電力有限公司組織開展。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定，首次競價上限不高于每千瓦時0.3545元、下限不低于每千瓦時0.23元。陜西省發(fā)改委將考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，適時調整競價上、下限。
執(zhí)行期限考慮回收初始投資確定為12年，起始時間按項目申報的投產時間（具體到月）確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。
《實施方案》表示，2025年6月1日至2025年12月31日新能源項目上網電量、電價仍按現行政策及市場規(guī)則執(zhí)行。2026年1月1日起，納入機制的電量按機制電價結算。集中式新能源項目全容量投產時間晚于其申報投產時間的上網電量，按機制電價與市場交易均價的差額進行清算；早于其申報投產時間的上網電量，可參與市場交易。
根據附件《陜西省增量新能源項目機制電價競價細則》，在競價范圍上，2025年6月1日（含）后全容量并網的新能源項目，不含已納入機制范圍的項目。2025年首次競價時，項目全容量并網時間應為2026年12月31日（含）前。
（1）競價公告發(fā)布時已全容量并網的新能源項目。項目實際并網容量大于核準（備案）文件規(guī)定容量的97%，視為全容量，項目容量按兩者較小值確定。
（2）競價公告發(fā)布時未投產，但經項目單位評估，可按期全容量并網的新能源項目。
競價電量規(guī)模上，現階段暫按風電、光伏兩種類型組織開展競價工作，不同類型納入機制電量的規(guī)模，由省發(fā)展改革委結合規(guī)劃目標等因素確定。
執(zhí)行期限上，已投產項目自入選機制的次年1月1日起執(zhí)行，未投產項目自承諾全容量并網日期的次月起執(zhí)行，執(zhí)行期限12年。
時間安排方面，原則上每年10月底前組織下一年度競價工作。
原文如下：
陜西省發(fā)展和改革委員會關于印發(fā)《陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知
陜發(fā)改價格〔2025〕1491號
各設區(qū)市發(fā)展改革委（能源局）、楊凌示范區(qū)發(fā)展改革局，國家能源局西北監(jiān)管局，國網陜西省電力有限公司、陜西電力交易中心，各有關發(fā)電企業(yè)：
根據《國家發(fā)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(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）精神及要求，我委研究制定了《陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》，現印發(fā)給你們，請認真組織落實。
陜西省發(fā)展和改革委員會
2025年10月31日
陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案
為全面貫徹落實黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，按照《國家發(fā)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(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）要求，結合陜西實際，制定本實施方案。
一、總體目標
充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，按照價格市場形成、責任公平承擔、區(qū)分存量增量、政策統籌協調的要求，推動新能源上網電量（風電、太陽能發(fā)電，下同）全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。建立適應我省新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，促進新能源高質量發(fā)展，更好支撐發(fā)展規(guī)劃目標實現。
二、重點任務
（一）推動新能源上網電量全面參與電力市場交易。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。新能源項目以報量報價方式參與交易，其中分布式新能源項目（分布式光伏、分散式風電，下同）可直接參與交易，也可聚合后參與交易，如未參與交易申報，則作為價格接受者按月度發(fā)電側實時市場同類項目（區(qū)分風電、光伏兩類，下同）加權均價進入市場。
參與跨省跨區(qū)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(qū)送電相關政策執(zhí)行。
（二）完善電力現貨市場交易和價格機制。新能源全部上網電量參與實時市場，自愿參與日前市場。統籌考慮工商業(yè)用戶尖峰電價水平和新能源在電力市場外可獲得的其他收益，自2026年1月1日起，我省現貨市場申報價格上限、下限調整為每千瓦時1元、0元。我委將會同國家能源局西北監(jiān)管局根據國家政策和市場運行情況，動態(tài)調整現貨市場規(guī)則及限價。
（三）健全電力中長期市場交易和價格機制。推動新能源公平參與市場交易。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、結算參考點等內容，并根據實際靈活調整。適當放寬發(fā)電側中長期簽約比例要求，用戶側中長期合約簽約比例相應調整。中長期市場分時價格可根據現貨市場價格信號形成。除機制電量外的上網電量可參與中長期市場交易，申報電量上限按照額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網能力確定。我委將會同國家能源局西北監(jiān)管局根據國家政策和市場建設情況，適時調整中長期交易規(guī)則和價格機制。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。電力交易機構應在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。
（四）完善綠電綠證交易機制。省內綠電交易開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格，不開展集中競價、滾動撮合交易。納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。
（五）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。2025年6月1日以前全容量投產（投產容量以達到核準或備案容量為準；投產日期集中式新能源項目以電力業(yè)務許可證為準，其他新能源項目以電網企業(yè)業(yè)務系統為準，下同）的新能源存量項目，以及千村萬戶“光伏＋”鄉(xiāng)村振興示范項目：（1）分布式新能源、光伏扶貧（扶貧容量）及領跑者項目上網電量全部納入機制電量規(guī)模。對集中式光伏、風電設置改革過渡期，2026年-2030年按上網電量的75%納入機制電量，此后根據政策執(zhí)行情況予以優(yōu)化調整。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量，但不得高于上一年。（2）機制電價按我省煤電基準價執(zhí)行，其中榆林地區(qū)分別按當地煤電基準價執(zhí)行。（3）執(zhí)行期限按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份（具體到月）與投產滿20年對應年份（具體到月）較早者確定。（4）我委將根據上述原則制定存量機組項目清單。
2025年6月1日起全容量投產的新能源增量項目：（1）機制電量總規(guī)模根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力動態(tài)調整。首次競價納入機制電量的規(guī)模，按2025年6月1日至2026年12月31日期間投產的新能源項目預計年度上網電量的75%確定。（2）每年10月底前開展次年機制電量競價工作，競價主體為已投產和次年年內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的風電、光伏發(fā)電項目，機制電價及單個項目機制電量規(guī)模通過自愿參與競價形成。（3）單個項目申報的機制電量規(guī)模不超過其預計上網電量的90%。（4）競價工作由國網陜西省電力有限公司組織開展。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定，首次競價上限不高于每千瓦時0.3545元、下限不低于每千瓦時0.23元。我委將考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，適時調整競價上、下限。（5）執(zhí)行期限考慮回收初始投資確定為12年，起始時間按項目申報的投產時間（具體到月）確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。
已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。機制電量每月按機制電價開展差價結算，差價結算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價）。差價結算費用納入系統運行費，按月由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。市場交易均價按月度發(fā)電側實時市場同類項目加權均價確定。機制電量不再開展其他形式的差價結算。單個項目機制電量按比例分解至月度，機制電量比例=（年度機制電量÷預計年度上網電量）×100%，月度機制電量=月度實際上網電量×機制電量比例。當年已結算機制電量達到年度規(guī)模，則當月超出部分電量及后續(xù)月份不再執(zhí)行機制電價；已結算機制電量年底未達到年度規(guī)模，則不足部分電量不再執(zhí)行機制電價，不跨年滾動。
2025年6月1日至2025年12月31日新能源項目上網電量、電價仍按現行政策及市場規(guī)則執(zhí)行。2026年1月1日起，納入機制的電量按機制電價結算。集中式新能源項目全容量投產時間晚于其申報投產時間的上網電量，按機制電價與市場交易均價的差額進行清算；早于其申報投產時間的上網電量，可參與市場交易。
三、配套措施
（一）強化政策協同。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。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。各地不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。電網企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。
（二）加強監(jiān)測評估。電力企業(yè)和市場運營機構要監(jiān)測新能源市場交易價格、發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等情況，如發(fā)現異常波動，應及時向我委報告；同時認真評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經營等方面的影響，確保新能源上網電價市場化改革平穩(wěn)有序推進。
（三）做好貫徹落實。我委將會同國家能源局西北監(jiān)管局根據職責加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。電網企業(yè)要做好結算和合同簽訂等工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集。市場運營機構要盡快完善電力市場交易規(guī)則，規(guī)范信息披露行為，及時發(fā)布市場運行情況及新能源市場交易價格。
附件：陜西省增量新能源項目機制電價競價細則
附件
陜西省增量新能源項目機制電價競價細則
為明確陜西省增量新能源項目機制電價競價模式、方式及流程，保證競爭公平、審核公正、結果公開，制定本競價細則。
一、競價模式
（一）競價組織
競價工作由省發(fā)展改革委委托并指導國網陜西省電力有限公司（以下簡稱“省電力公司”）開展。競價工作依托新能源云、網上國網、“95598智能互動”網站等省電力公司對外服務平臺的競價業(yè)務功能模塊（以下簡稱“競價平臺”）開展。
（二）競價主體及資質
1.主體范圍
2025年6月1日（含）后全容量并網的新能源項目，不含已納入機制范圍的項目。2025年首次競價時，項目全容量并網時間應為2026年12月31日（含）前。
（1）競價公告發(fā)布時已全容量并網的新能源項目。項目實際并網容量大于核準（備案）文件規(guī)定容量的97%，視為全容量，項目容量按兩者較小值確定。
（2）競價公告發(fā)布時未投產，但經項目單位評估，可按期全容量并網的新能源項目。
（3）競價主體應為具有獨立承擔民事責任能力和獨立簽訂合同權利的法人或自然人（僅針對戶用分布式光伏項目）。分布式新能源項目可自主參與或由聚合商代理競價。
2.資質要求
（1）已投產項目。集中式新能源項目應提供核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目基本信息、電力業(yè)務許可證、發(fā)電戶號、《競價信息承諾書》、與電網企業(yè)簽訂的并網調度協議等。
分布式新能源項目應提供項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照（自然人提供身份證明）、項目基本信息、發(fā)電戶號、《競價信息承諾書》、與電網企業(yè)簽訂的購售電合同等。10千伏及以上電壓等級并網的分布式新能源項目還需提供與電網企業(yè)簽訂的并網調度協議。
（2）未投產項目。集中式新能源項目應提供電力規(guī)劃（年度建設方案）或核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目基本信息、《競價信息承諾書》等。
分布式新能源項目應提供核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照（自然人提供身份證明）、項目基本信息、《競價信息承諾書》等。
（3）分布式電源聚合商為陜西電力交易中心已注冊的售電公司或虛擬電廠（負荷聚合商），應提供與所聚合用戶簽訂的委托代理協議、本競價細則要求的分布式項目資料、《競價信息承諾書》等。同一場次中，同一分布式項目只可選擇一家代理商作為其競價代理機構。分布式電源聚合商每次競價代理項目總容量不高于20萬千瓦。
（三）競價電量規(guī)模
每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素綜合確定。
1.現階段暫按風電、光伏兩種類型組織開展競價工作，不同類型納入機制電量的規(guī)模，由省發(fā)展改革委結合規(guī)劃目標等因素確定。
2.單個項目上網電量規(guī)模根據裝機容量乘以陜西省同類型電源（區(qū)分風電、光伏）平均發(fā)電利用小時數并扣除廠用電后確定。
項目申報規(guī)模上限=項目裝機容量×上年度同類型電源平均發(fā)電利用小時數×（1-平均廠用電率）×比例上限。其中平均發(fā)電利用小時數、平均廠用電率由省發(fā)展改革委明確，在競價公告中發(fā)布。
分布式項目機制電量結算時應扣除自發(fā)自用電量，即實際結算機制電量=競得機制電量-自發(fā)自用電量。
（四）競價方式
1.新能源項目申報價格應在競價上下限內，申報價格含增值稅，單位為“元/千瓦時”。
2.競價時按報價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確定。如多個項目按出清價格申報，則按申報電量占比分配剩余競價電量。如項目入選電量占申報電量的比例低于50%，取消最后入選項目的入選結果，機制電價按前一個入選項目的申報價格確定。
3.設置申報充足率參數，申報充足率=∑該類型競價主體申報電量/該類型競價電量總規(guī)模。價格出清前進行申報充足率檢測，當競價主體申報電量規(guī)模不滿足申報充足率要求時，競價電量規(guī)模自動縮減至符合要求。
（五）執(zhí)行期限
已投產項目自入選機制的次年1月1日起執(zhí)行，未投產項目自承諾全容量并網日期的次月起執(zhí)行，執(zhí)行期限12年。
（六）時間安排
原則上每年10月底前組織下一年度競價工作。
二、競價流程
（一）競價準備階段
省電力公司收到省發(fā)展改革委發(fā)布的年度競價通知后，在5個工作日內發(fā)布年度競價公告，公告內容包括競價電量規(guī)模、競價上下限、申報充足率、監(jiān)督聯系方式等。
（二）資質審核階段
1.提交競價材料。參與競價的新能源項目應根據競價公告，在規(guī)定期限內通過競價平臺填報信息、提交資質材料及申報電價。申報電價提交期限截止后自動封存，不得更改。
2.審核競價資質。材料提交截止日后5個工作日內，省發(fā)展改革委和省電力公司對提交材料的合規(guī)性、完整性進行審核。審核中發(fā)現材料缺失的，競價主體應在3個工作日內補齊并申請再審，逾期未補齊或再審未通過的，取消競價資格。
3.公示審核結果。通過審核的項目名單在競價平臺進行公示，公示期3個工作日。
（三）競價實施階段
1.機制電價出清。審核結果公示后，按上述規(guī)則對審核通過的競價主體進行價格出清。
2.公示競價結果。競價結束后2個工作日內，省電力公司在競價平臺公示擬入選項目，公示期3個工作日。如競價主體對公示結果有異議，須在公示期內以書面形式提出，并提供相關證明材料。異議處理結果經省發(fā)展改革委審核后，由省電力公司通知競價主體。公示期內未提出異議的，視為認可競價結果。
3.發(fā)布競價結果。公示期結束且各方無異議后，省電力公司報請省發(fā)展改革委審定競價結果，審定后正式發(fā)布。
4.及時簽訂協議。省電力公司與入選項目簽訂含差價結算條款的購售電合同或差價結算協議，聚合入選的項目由代理聚合商簽訂。
三、保障措施
（一）考核機制
參與競價的新能源項目實際投產時間晚于申報投產時間未超過6個月，實際投產前的機制電量自動失效，不納入后續(xù)月份；實際投產時間晚于申報投產時間6個月以上的，當次競價入選結果作廢，并取消該項目3年內競價資格。
（二）申報主體責任
各競價主體應依法合規(guī)參與競價工作，不得濫用市場力操縱價格、串通報價及擾亂競價秩序。對涉嫌違法違規(guī)的競價主體，由有關部門依法依規(guī)處置，其所屬省級公司全部項目當次入選結果作廢，并取消其所屬省級公司3年內競價資格。
（三）競價組織責任
競價組織方及相關工作人員要嚴格遵守保密規(guī)定，嚴禁擅自對外泄露項目申報信息等內容。
來源：陜西省發(fā)展和改革委員會
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