贵州“136号文”实施方案：存量机制电价0.3515元/千瓦时 增量执行期限12年！

12月3日，贵州省发展和改革委员会、贵州省能源局发布关于印发《贵州省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》的通知。

文件提到，新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按月开展差价结算，结算费用纳入系统运行费初期不再开展其他形式的差价结算。就近消纳项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

1.存量项目

项目范围：2025年6月1日（不含）以前投产且未参与中长期交易的新能源项目。集中式风电、集中式光伏和分散式风电由省级能源主管部门负责确定名单，分布式光伏以项目的并网时间为准。2025年6月1日起至本方案实施前，新能源项目只参与现货市场交易的，不影响其存量项目认定。

机制电量规模：妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，接网电压等级110千伏以下项目机制电量比例为上网电量的100%，110千伏及以上项目机制电量比例为上网电量的80%，其可在此范围内自主确定执行机制的电量比例，次年纳入机制电量比例不得高于上一年水平。

机制电价：执行贵州省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。

执行期限：项目投产满20年后，不再执行机制电价。

2.增量项目

项目范围：2025年6月1日（含）以后投产且未纳入机制电价的新能源增量项目。

机制电量规模：2025年首次竞价电量规模与2024年新能源非市场化比例适当衔接，具体规模在细则中予以明确。此后，贵州省每年根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素动态调整，并在竞价前予以公布。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。单个项目申请纳入机制的电量，不得超过其当期全部上网电量的90%。对于竞价周期内已签约的中长期交易电量、绿电电量，相应调减竞价申报比例上限。未投产但参与竞价的新能源项目需提交项目投产时间承诺书，实际投产时间较承诺投产时间晚超过6个月的，视为违约。违约方将承担违约责任，包括该项目投资方（以所属统一社会信用代码为准）在后续1年失去新能源项目竞价资格，同时该项目当次竞价入选结果自动失效，并不得再参与后续竞价。

竞价上下限：竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定下限。

机制电价：新能源按同类型项目自愿参与竞价形成，竞价时按报价从低到高确定入选项目。机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得超出竞价限价范围；价格相同时，按申报时间的先后顺序确定入选项目，直至满足竞价总规模，入选的最后一个项目按申报比例全额成交。

执行期限：增量新能源项目执行期限12年。

此外，文件还提到，推动新能源上网电量参与市场交易，集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电项目，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。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国家跨省跨区送电相关政策执行。

明确新能源参与市场方式。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。鼓励具备条件的新能源聚合后报量报价参与现货市场。其余作为价格接受者按所在节点直接参与现货市场结算。

做好日前市场与实时市场衔接。加快实现新能源项目自愿参与日前市场；新能源全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场出清。

合理设定现货市场限价。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑省内工商业用户峰段电价上浮20%、市场电源发电成本等因素确定，中报、出清价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，后续根据市场运行情况适时调整；项目竞价上下限考虑合理成本、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力、避免无序竞争等因素确定，并根据情况适时更新，在当年竞价通知中予以明确。

健全适应新能源的中长期交易机制。实现各类电源公平参与市场，新能源与火电同台竞价，不得开展对特定用户实施优惠电价等的各类专场交易。允许交易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，并根据实际灵活调整。新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。

本方案自2026年1月1日起实施。