8月12日，甘肃发改委正式发布关于印发《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》的通知。
在电量规模、机制电价和执行期限上：
2025年6月1日以前投产的新能源存量项目
（1）纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。
（2）机制电价为0.3078元/千瓦时。
（3）执行期限按照2025年5月底项目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；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20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减除。
（4）扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目（不含“沙戈荒”基地项目）上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号批复的风电项目、保障性平价项目（指省内2021年12月31日前核准的不享有财政补贴的新能源并网项目）按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目
（1）电量规模。每年新增纳入机制的电量规模，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确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。
（2）机制电价。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。新能源企业在省发展改革委制定的价格上、下限内申报电量和电价进行竞价，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、但不得高于竞价上限。存在两个以上项目按机制电价入选，则根据申报电量比例分配；申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配。
（3）执行期限。确定为12年。入选时已投产的项目起始时间按入选项目公示竞价周期首月确定。入选时未投产项目起始时间按项目申报的投产时间确定，若入选项目未按期投产，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，具体事宜按照新能源可持续发展价格结算机制差价协议执行。
解读表示，对于工商业用户来说，因存量机制电量中137亿千瓦时产生的差价结算费用已包含在目前工商业用电成本中，差价结算费用整体可控，对工商业到户电价影响不大。
本实施方案中增量项目自2025年6月1日起执行，存量项目自2026年1月1日起执行。
为避免单个项目全电量入围机制电量后非理性报价干扰市场，单个项目申报电量规模不高于其年度预计全部上网电量的80%。单个项目上网电量规模根据装机容量乘以同类型电源平均发电利用小时数并扣除厂用电、自发自用电量后确定。
项目申报机制电量规模上限=项目装机容量×上一年度同类型电源（风电/光伏）平均发电利用小时数×（1-年自发自用电量占发电量比例下限）×（1-平均厂用电率）×80%。自发自用电量比例按照省级能源主管部门规定执行，未做出规定时该数值取零；自然人户用分布式光伏平均厂用电率取零。
分布式电源聚合商应为代理的每个项目分别申报机制电量，每个项目申报电量规模不高于其年度预计全部上网电量的80%。
首次竞价周期为2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日。后续年份，竞价周期为次年1月1日至12月31日。
本实施细则适用于2025年6月1日（含）后全容量并网的新能源项目，包括省内集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、光热发电项目。
甘肃省发展和改革委员会 甘肃省工业和信息化厅
甘肃省能源局 国家能源局甘肃监管办公室
关于印发《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》的通知
甘发改价格〔2025〕516号
各市州发展改革委、工信局，兰州新区经发局，酒泉市、庆阳市能源局，国网甘肃省电力公司，甘肃电力交易中心有限公司，各有关发电企业：
《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请认真组织抓好落实。
甘肃省发展和改革委员会
甘肃省工业和信息化厅
甘肃省能源局
国家能源局甘肃监管办公室
2025年8月8日
甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案
为全面贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）、《甘肃省打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地行动方案》（甘政办发〔2025〕11号）等精神，促进新能源及新能源装备制造产业高质量发展，结合我省实际，制定本实施方案。
一、全面推动新能源上网电量进入市场交易
（一）省内集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、光热发电等所有新能源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。
（二）新能源项目可依规报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。其中，单个分布式光伏项目可作为独立市场主体进入市场，也可聚合后进入市场；未直接或未聚合参与市场的分布式光伏项目，暂默认为接受现货市场月度发电侧实时市场全部新能源项目加权平均价格进入市场交易。
（三）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。
二、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
（一）建立新能源可持续发展价格结算机制
新能源项目进入电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省发展改革委会同省能源局、省工信厅明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的差价，由国网甘肃省电力公司按规定开展差价结算。
（二）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限
1.2025年6月1日以前投产的新能源存量项目
（1）纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。
（2）机制电价为0.3078元/千瓦时。
（3）执行期限按照2025年5月底项目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；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20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减除。
（4）新能源项目以核准（备案）容量全部建成并网时间作为投产时间。其中：集中式光伏、集中式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网日期作为投产时间；分布式光伏项目以电网企业营销系统的并网日期作为投产时间；分散式风电项目以电网调度机构认定的试运行结束时间作为投产时间。
（5）扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目（不含“沙戈荒”基地项目）上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号批复的风电项目、保障性平价项目（指省内2021年12月31日前核准的不享有财政补贴的新能源并网项目）按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。
（6）省能源局会同相关部门按照上述原则，确定符合条件的存量机制电量项目清单。
（7）国网甘肃省电力公司按照项目清单，每年于9月底前预测下年度各类项目电量规模，将单个项目可申报的电量规模上限形成清单报送省发展改革委和省能源局审定后，在新能源云、网上国网平台进行公示。单个新能源项目在确定的规模范围内每年自主申报纳入机制的电量，但不得高于上一年（不含全额纳入机制电量的项目）。不参与首次申报的存量项目（不含分布式光伏项目），视为放弃机制电量，并不再纳入机制执行范围。
（8）鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。
（9）享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准继续执行原有规定。
2.2025年6月1日起投产的新能源增量项目
（1）电量规模。每年新增纳入机制的电量规模，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确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。
（2）机制电价。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。新能源企业在省发展改革委制定的价格上、下限内申报电量和电价进行竞价，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、但不得高于竞价上限。存在两个以上项目按机制电价入选，则根据申报电量比例分配；申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配。
（3）执行期限。确定为12年。入选时已投产的项目起始时间按入选项目公示竞价周期首月确定。入选时未投产项目起始时间按项目申报的投产时间确定，若入选项目未按期投产，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，具体事宜按照新能源可持续发展价格结算机制差价协议执行。
（4）原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。省发展改革委会同省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办于每年9月底前发布机制电量规模、机制电价竞价上下限等规定要求。2025年度竞价工作分两个批次组织2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日期间建成并网的新能源项目。
（三）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式
1.对纳入机制的电量，国网甘肃省电力公司每月按机制电价开展差价结算，将新能源市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用。初期不再开展其他形式的差价结算。
2.差价结算费用=机制电量×（机制电价-新能源市场交易均价）。新能源市场交易均价暂按现货市场月度发电侧实时市场全部新能源项目加权平均价格确定，由国网甘肃省电力公司在甘肃电力交易平台按月发布。差价结算费用纳入系统运行费，按月由全体工商业用户分摊或分享。
3.单个项目每年纳入机制的电量需按天数平均分解至月度。实际上网电量高于当月分解电量的，按当月分解电量结算。实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，低于的部分，可滚动至下月，但不再跨年滚动。若当年已结算机制电价的电量累计达到年度机制电量规模，则超过部分不再执行机制电价；若年底仍未达到年度机制电量规模，则当年缺额部分电量不再执行机制电价。
（四）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则
已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。已退出机制范围的，机制电量规模不再递补。
三、加快完善与新型电力系统相适应的电力市场体系
（一）甘肃能源监管办牵头完善电力中长期交易实施细则，促进中长期市场与现货市场有效衔接。中长期交易由交易双方结合实际需求合理确定中长期合同量价。适度放宽发电侧中长期签约比例要求，用户侧中长期签约比例相应调整。新能源中长期签约比例不设下限。
（二）省工信厅牵头完善电力现货市场规则，进一步优化现货市场交易，修订现货市场结算规则，建立市场力监管机制，规范现货市场交易行为。新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。新能源项目与用户侧自愿参与日前市场。日前市场出清后，由调度机构根据调度预测的负荷需求、新能源出力信息，经营主体申报信息以及联络线计划等进行日前可靠性机组组合，结果用于机组日前开停机与出力计划。
（三）甘肃能源监管办牵头完善电力辅助服务市场运营规则，合理设置并持续丰富辅助服务市场交易品种，适时建立开展爬坡、备用辅助服务交易，加强与电能量市场有效衔接。
（四）省能源局牵头建立电力零售市场交易规则，规范零售市场运行；统筹加强绿证管理，规范绿证交易。
（五）省发展改革委牵头完善省内电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、零售市场等价格形成机制，进一步理顺市场价格形成机制，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成。研究建立发电侧市场化容量补偿机制，现阶段，采用固定容量电价补偿方式，对煤电、电网侧新型储能提供的系统容量按贡献予以补偿，后期，结合电力市场运行情况，建立容量市场，凡是能提供容量的各类电源及需求侧资源都可通过参与容量市场获得容量电费。建立煤电机组运行成本补偿机制，对煤电机组的启动成本、必开机组成本、机组空载成本、上抬补偿等予以补偿。同步调整现货市场申报价格和出清价格限价区间。坚持“谁服务、谁受益，谁获利、谁承担”原则，合理确定调频、备用等服务价格上限，有序规范辅助服务费用传导。
（六）2025年底前，各类市场交易机制和价格机制优化完善，与新能源特性相适应的电力市场机制建立健全，推动新能源公平进入市场交易，形成批发市场与零售市场高效协同运行的电力市场体系。
四、持续强化支持新能源高质量发展的协同联动机制
（一）强化各部门间工作协同，省发展改革委、省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办及国网甘肃省电力公司等相关部门要密切协作，周密组织落实，加强政策宣传解读，凝聚改革共识，及时回应社会关切，解决政策实施中遇到的问题。甘肃能源监管办和省市场监管局要加强电力市场运行和秩序的监督检查，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。国网甘肃省电力公司要制定新能源可持续发展价格结算机制差价协议通用范本，并按竞价实施细则组织开展竞价，做好差价协议签订和差价结算等相关工作，在系统运行费用增加“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。新能源项目要主动配合国网甘肃省电力公司做好差价协议签订工作，未按要求及时签订差价协议的视为放弃机制电量。
（二）强化价格政策与新能源发展规划目标、新能源装备制造产业发展、中东部产业转移、电网建设等协同配合、目标互补，提升新能源消纳水平。
（三）强化改革与代理购电机制协同，优化居民农业等保障性电量代理购电方式，当优发电量匹配保障性电量后仍有不足或剩余时，通过市场化方式交易差额电量。
（四）强化改革与绿电绿证交易政策协同，省内绿电开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和绿证价格，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易；纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益，绿电交易电量的绿证收益，采用当月绿电合同电量、发电企业机制外上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，以对应绿证价格结算。对应绿证全部划转至省级专用绿证账户，由全体工商业用户共持。
（五）强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。
（六）强化改革与优化营商环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源企业分摊不合理费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
（七）强化改革跟踪问效评估。各相关部门要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。按照国家改革部署适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化，条件成熟时择机退出。
本实施方案中增量项目自2025年6月1日起执行，存量项目自2026年1月1日起执行。政策执行过程中如遇重大问题及时向省发展改革委、省工信厅、省能源局和甘肃能源监管办报告。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。
附件：甘肃省新能源可持续发展价格结算机制竞价实施细则
甘肃省新能源可持续发展价格结算机制竞价实施细则
为贯彻落实好《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》（甘发改价格〔2025〕516号）要求，做好增量新能源项目竞价工作，确保竞争公平、审核公正、结果公开，制定本实施细则。
一、竞价模式
（一）竞价组织方与竞价平台
组织方：省发展改革委会同省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办组织，国网甘肃省电力公司负责承担具体事务性工作。
竞价平台：国网甘肃省电力公司依托新能源云、网上国网等服务平台竞价业务功能模块（以下简称“竞价平台”）开展竞价工作。通过新能源云（集中式新能源项目）、网上国网（分布式新能源项目）开展项目申报、资料提交工作，在竞价平台开展资质审查、竞价出清、结果公示等工作。
（二）适用范围
本实施细则适用于2025年6月1日（含）后全容量并网的新能源项目，包括省内集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、光热发电项目。
（三）全容量并网时间认定
新能源项目以核准（备案）容量全部建成并网时间作为投产时间，全容量并网认定时间:集中式光伏、集中式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网时间为准,单个项目分多次办理电力业务许可证的，以最晚许可证上明确的并网时间为准；分布式光伏项目以电网企业营销系统确定的并网时间为准；分散式风电项目以电网调度机构认定的试运行结束时间作为投产时间。电力业务许可证或电网企业营销系统并网容量、电网调度机构认定的试运行结束投产容量小于核准（备案）容量，视作项目未全容量并网，需完成全部核准（备案）容量投产或进行核准（备案）容量变更后才可认定全容量并网。
（四）竞价组织时间及周期
原则上在每年10月底前组织下一年度竞价工作。省发展改革委会同省工信厅、省能源局和甘肃能源监管办每年9月底前明确竞价周期内竞价电量规模、竞价项目范围、竞价上下限、监督管理要求等相关事项。首次竞价周期为2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日。后续年份，竞价周期为次年1月1日至12月31日。
（五）竞价主体与资质
1.竞价主体条件
竞价主体为具有法人资格或经法人单位授权的从事发电业务的企业。自然人用户分布式光伏竞价主体可以是自然人或分布式电源聚合商。
2.竞价主体范围
（1）2025年6月1日（含）至竞价公告发布时，已投产且未纳入过机制执行范围的新能源项目。纳入过机制的新能源项目，执行到期或在执行期内申请退出的，均不再纳入机制执行范围，不得参与竞价。
（2）竞价公告发布时未投产，但经项目建设单位自行评估，竞价周期内可以投产且未纳入过机制执行范围的新能源项目。
（3）分布式电源聚合商。分布式电源聚合商代理参与竞价的分布式光伏项目应满足以上（1）（2）项条件。
3.竞价主体资质要求
（1）已投产项目
集中式光伏、集中式风电、分散式风电、光热发电项目需提供：已纳入省级及以上能源主管部门年度实施（开发建设）方案或项目规划的文件、项目核准（备案）文件、营业执照，项目并网验收意见、项目并网调度协议、项目电力业务许可证（不含分散式风电）等材料。
分布式光伏项目需提供：项目备案文件、购售电合同、分布式项目户号、主体资格证明（自然人身份证、营业执照、组织机构代码证等）等材料。
（2）未投产项目
集中式光伏、集中式风电、分散式风电、光热发电项目需提供：列入政府能源主管部门批准的电力发展规划或专项规划的文件，营业执照，项目核准（备案）文件等材料。
分布式光伏项目需提供：项目备案文件、分布式项目户号、主体资格证明（自然人身份证、营业执照、组织机构代码证等）等材料。
（3）分布式电源聚合商
分布式电源聚合商应为在甘肃省电力交易中心有限公司注册的售电公司或虚拟电厂，需提供：营业执照、被代理项目委托聚合商参与竞价的代理协议，所代理分布式项目按照本实施细则“分布式光伏项目”相关要求的资料。在同一竞价场次，任一分布式光伏项目仅可选择一家聚合商作为其竞价代理机构。
（六）机制电量
1.机制电量规模
省发展改革委会同省工信厅、省能源局和甘肃能源监管办每年9月底前明确增量项目机制电量规模。
2.单个项目申报机制电量规模上限
为避免单个项目全电量入围机制电量后非理性报价干扰市场，单个项目申报电量规模不高于其年度预计全部上网电量的80%。单个项目上网电量规模根据装机容量乘以同类型电源平均发电利用小时数并扣除厂用电、自发自用电量后确定。
项目申报机制电量规模上限=项目装机容量×上一年度同类型电源（风电/光伏）平均发电利用小时数×（1-年自发自用电量占发电量比例下限）×（1-平均厂用电率）×80%。自发自用电量比例按照省级能源主管部门规定执行，未做出规定时该数值取零；自然人户用分布式光伏平均厂用电率取零。
分布式电源聚合商应为代理的每个项目分别申报机制电量，每个项目申报电量规模不高于其年度预计全部上网电量的80%。
3.机制电量分解方式
单个项目每年纳入机制的电量，入选时未投产项目从申报投产时间至当年12月31日按天数平均分解至月度。入选时已投产项目需从竞价周期1月1日至当年12月31日按天数平均分解至月度。
（七）竞价方式与竞价上下限
1.竞价方式
在竞价周期内，各类型新能源项目同权参与竞价。新能源项目在当期确定的竞价上下限、机制电量申报限额内申报电价和电量进行竞价，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，且满足竞价上下限要求。存在两个以上项目按照机制电价入选，则根据申报电量比例分配；申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配（对应折算的机制电量四舍五入后取整数）。
2.申报价格要求
申报价格单位为“元/千瓦时”，保留小数点后面4位，含增值税。
3.竞价上下限
省发展改革委会同省工信厅、省能源局和甘肃能源监管办每年9月底前明确增量项目竞价上下限。
（八）执行期限
新能源项目机制电量执行期限按照12年确定（年度特指自然年）。首次竞价，竞价周期在2025年6月1日至2025年12月31日的项目，入选时已投产的，从投产时间开始追溯执行机制电量、计算执行期限。
二、竞价程序
（一）竞价准备阶段
国网甘肃省电力公司要在收到竞价安排5个工作日内，通过新能源云、网上国网等平台发布年度竞价公告。公告主要内容包括年度机制电量规模、竞价主体资质要求、申报价格上下限、机制电量分解方式、执行期限、竞价程序安排、竞价平台（网址）、竞价组织程序、咨询方式等相关事项。
（二）资质审核阶段
1.提交竞价材料
拟参与竞价的新能源项目或分布式电源聚合商应根据竞价组织公告要求，在规定期限内完成基本信息填写、资质材料提报。聚合商代理的分布式光伏基本信息及竞价资质材料由聚合商负责提报。
2.审核竞价资质
国网甘肃省电力公司依托竞价平台，在资料提交截止日后5个工作日内对提交材料的完整性、合规性进行审核。资质材料等审核未通过的，统一退回并注明原因，参与竞价的新能源项目或分布式光伏聚合商应在3个工作日内修改并重新提交，逾期未重新提交或提交仍未通过审核的，取消竞价资格。
3.公示审核结果
项目申报资料审核结束后，国网甘肃省电力公司对审核通过的项目名单进行公示，公示期5个工作日。
（三）竞价实施阶段
1.主体竞价申报
公示期结束后3个工作日内，竞价主体在竞价平台完成机制电量、电价申报。分布式电源聚合商应为代理的每个项目分别申报机制电量、电价。电量、电价信息在提交期限截止后自动封存，不再更改。
2.申报价格出清
国网甘肃省电力公司按照竞价出清机制对各项目主体申报电量、电价开展出清工作。
3.公示竞价结果
竞价出清结束后，国网甘肃省电力公司对出清的项目名称、项目类型、机制电量、机制电价等信息进行公示，公示期为5个工作日。竞价申报主体对公示结果有异议的，须在公示期内向国网甘肃省电力公司提出复议，并提供相关证明材料。复议仍未达成一致的，可向省发展改革委提出申诉，由省发展改革委组织相关部门在3个工作日内完成处置。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。
4.公布竞价结果
公示期结束且各方无异议后，国网甘肃省电力公司在竞价平台发布竞价结果。
5.机制电量月度分解
竞价结果公布后3个工作日内，由国网甘肃省电力公司按照本实施细则确定的机制电量分解方式，完成竞价项目机制电量分解。
6.签订差价协议
竞价结果公布1个月内，国网甘肃省电力公司应与入选的新能源项目签订差价结算协议。
7.未入选项目权利
当次竞价未入选项目可继续参与后续竞价，当次竞价入选公布的项目不可再次参与后续竞价。纳入过机制的新能源项目增容扩建，经省能源局审核认定后，增容部分可作为增量项目参加后续竞价。
三、保障措施
（一）考核机制
参与竞价的新能源项目应按照本实施细则要求提报竞价资料，存在竞价资料提供不全、超时、造假或审核资料不符合要求未按期补充提报等情况，取消当年竞价资格。
参与竞价的新能源项目应自觉维护竞价秩序，严格遵守国家相关规定，依法合规参与新能源机制电量竞价工作，不得滥用支配地位操纵竞价价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。存在以上行为的，经省市场监管局会同甘肃能源监管办认定后，依法依规处理。该项目投资企业所有新能源项目当次竞价入选结果作废。
参与竞价并纳入机制的新能源项目应严格按照申报时间投产，如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，具体事宜按照新能源可持续发展价格结算机制差价协议执行。
（二）保密与信息安全
竞价组织方及参与方要严守保密规定，充分发挥市场自律和社会监督作用。相关主管部门要履行好市场监控和风险防控责任，对违反竞价规则、串通报价等违规行为依规开展监测。
《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》政策解读
一、《实施方案》出台背景是什么？
为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，国家发展改革委和国家能源局于2025年1月联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），通过深化新能源上网电价市场化改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，增强市场价格信号引导作用，促进新能源高质量发展，助力实现“双碳”目标，要求省级出台具体实施方案。结合甘肃实际，《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》制定出台。
二、《实施方案》主要内容有哪些？
《实施方案》主要包括三个方面：
一是推动集中式光伏和风电、分布式光伏和分散式风电、光热发电等所有新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。其中，为衔接好新老政策，存量项目中的扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范和光热发电项目自2026年1月1日起入市交易。未直接入市或未聚合参与市场的分布式光伏项目，默认接受市场形成的价格，每月按现货市场月度发电侧实时市场全部新能源项目加权平均价格结算。
二是建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源进入电力市场交易后，在市场外建立“多退少补”的差价结算机制，对纳入机制的电量，由国网甘肃省电力公司按月开展差价结算。当现货实时市场新能源交易均价低于机制电价时，按差价补偿发电侧，补偿费用由工商业用户分摊；反之，扣除差价反哺工商业用户。
三是完善与新型电力系统相适应的电力市场体系。同步修订中长期、现货、辅助服务市场交易规则和价格形成机制，研究制定出台发电侧容量电价机制政策、电力零售市场交易规则，加快完善与新能源特性相适应的电力市场机制，为新能源发展提供良好的市场环境。
三、《实施方案》对于存量项目和增量项目是如何考虑的？有什么影响？
在机制电价政策设计上，以既支持新能源发展，又确保工商业到户电价基本稳定为原则，统筹考虑存量和增量项目机制电量规模、机制电价和执行期限。
（一）对于2025年6月1日前的存量项目，以稳定运营为目标，衔接现有政策，机制电量规模在现行137亿千瓦时基础上扩大至154亿千瓦时。机制电价为0.3078元/千瓦时。执行期限按照剩余全生命周期合理利用小时数与投产满20年较早者确定。扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电、分散式风电及国家能源局专项批复的风电项目、保障性平价项目纳入的机制电量规模与现有新能源保障规模衔接，确保这部分存量项目收益稳定；除此以外剩余的机制电量规模，由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配（包括2022年1月1日至2025年5月31日期间建成投产的平价市场化项目）。存量项目的差价结算机制，可确保“老项目老政策”基本不变，同时对无补贴的项目适当增加一定收益，稳定预期，体现甘肃对存量新能源项目发展的支持和保护。
（二）对于2025年6月1日起投产的增量项目，以提升投资信心为目标，每年安排一定规模机制电量并制定竞价上下限，机制电价在竞价区间内集中竞价、边际出清形成，执行期限12年。竞价下限将参考新能源发电成本设定，确保机制内电量获得保本以上收益。
四、首次竞价时，存量项目和增量项目需做好哪些工作？
存量项目方面，省能源局牵头发布存量机制电量项目清单。清单内项目，除分布式光伏外，均需在新能源云、网上国网平台按规定进行首次申报，不申报的，视为放弃机制电量。次年起，除全额纳入机制电量的项目外，其余项目每年需在确定的机制电量范围内自主申报纳入机制的电量，不得高于上一年。
增量项目方面，原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。省发展改革委会同省工信厅、省能源局、甘肃能源监管办于每年9月底前发布增量项目机制电量规模、机制电价竞价上下限等规定要求。国网甘肃省电力公司在收到竞价安排5个工作日内，通过新能源云、网上国网平台发布年度竞价公告，按照《甘肃省新能源可持续发展价格结算机制竞价实施细则》相关规定，开展资质审核，组织完成竞价，签订差价协议。2025年度增量项目分两个批次组织竞价，第一批次为2025年6月1日至2025年12月31日期间已投产和计划投产的项目，第二批次为2026年1月1日至2026年12月31日期间已投产和计划投产、且未纳入过机制执行范围的项目。
五、《实施方案》对新能源产业有哪些影响？
当前，甘肃省新能源电量入市比例达83%以上（省内入市交易电量加外送交易），呈现规模化、市场化发展特征。经过多年努力，甘肃建成了空间范围覆盖省内、省间，时间周期覆盖年、月、周、日、实时的全形态、全品种的电力市场交易体系，交易机制不断优化，中长期市场、现货市场、辅助服务市场加速衔接，价格信号有效传导，市场主体运营能力和水平不断提高，市场配置电力资源效率持续提升，本次改革落地执行基础条件较好。甘肃省机制电价政策，整体利好新能源发展，从长远看，市场机制作用下，将促进新能源装机结构优化调整，风电及其上下游产业链保持稳定发展态势，推动光伏产业尤其是分布式光伏将加速技术迭代，淘汰低效产能，提升市场竞争力。
六、《实施方案》对用户侧有哪些影响？
本次改革，居民和农业用户不受影响，居民生活和农业生产电价标准仍按照《甘肃省电网销售电价表》执行。
对于工商业用户，因存量机制电量中137亿千瓦时产生的差价结算费用已包含在目前工商业用电成本中，差价结算费用整体可控，对工商业到户电价影响不大。长期来看，随着电力市场体制机制不断成熟，市场交易便捷灵活，新能源电量供给持续加大，用户侧需求响应能力逐步提升，电力安全供给保障能力不断增强，工商业到户电价仍可在合理较低区间内稳定运行。
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关于举办新能源多能协同实战：光伏风电储能与电力市场统一大市场落地路径培训班的通知
各相关单位：
全球能源结构转型进程持续深化，新能源已成为能源革命的核心引擎。在我国 “双碳” 战略引领下，新型电力系统建设进入关键攻坚期，2025 年作为政策落地的重要节点，系列配套文件密集出台，为新能源高质量发展构建了清晰的制度框架。
当前，光伏与风电装机量保持高速增长态势，储能规模化应用格局逐步形成，但新能源固有的间歇性、波动性特征，导致弃风弃光现象仍有发生，系统灵活性面临考验，同时对电力市场统一化进程构成制约。在此背景下，多能协同模式成为破解上述难题的核心路径。
多能协同通过光伏-风电-储能的技术耦合，实现能源功率互补、时空匹配与供需动态响应，有效提升能源系统整体效能与稳定性，其技术体系既涵盖智能调度等关键技术融合，又与电力市场统一大市场建设存在深度关联。
2025年前，西北风光储基地、东部园区微电网等示范项目已取得阶段性成果，但仍存在储能利用率偏低等突出痛点。推动多能协同落地，需在源网荷各环节构建技术路径，并建立与电力市场统一大市场的高效衔接机制。
当前多能协同发展面临技术控制精度不足、市场利益分配机制不完善、政策标准滞后等多重挑战，需通过技术创新与机制优化协同破解。国内外实践经验为其在 2025 年及未来的规模化应用提供了重要借鉴，将为新能源高质量发展提供坚实支撑。
我中心将在长沙市举办“新能源多能协同实战：光伏风电储能与电力市场统一大市场落地路径培训班”。现将有关事项通知如下：
【课程内容】
一、促进新能源高质量发展政策及其解读
1.政策驱动：“双碳”目标下新型电力系统建设要求（2025年关键节点政策解读）
2.新能源发展现状：光伏/风电装机占比、储能规模化应用趋势（2025年预测数据）
3.多能协同必要性：解决弃风弃光、提升系统灵活性、支撑电力市场统一化
二、多能协同核心概念与技术基础
1.定义与内涵：光伏-风电-储能协同的物理逻辑（功率互补、时空匹配、供需响应）
2. 技术融合点：智能调度算法（风光功率预测+储能充放策略）、数字平台（多源数据整合）、硬件适配（变流器/PCS兼容性）
三、2025年前多能协同实践现状与痛点
1.典型项目复盘：西北风光储基地、东部园区微电网（运行数据对比：消纳率、经济性）
2.现存痛点：储能利用率低（日均充放次数＜1.5次）、跨主体协同机制缺失、市场价格信号滞后
四、多能协同落地技术路径
1.源侧优化：风光储联合建模（考虑气象不确定性的动态出力曲线）
2.网侧支撑：基于储能的调峰/调频服务（响应速度、容量配置标准）
3.荷侧互动：用户侧储能参与需求响应（分时电价联动、虚拟电厂聚合）
五、电力市场统一大市场衔接机制
1.市场设计逻辑：从省间壁垒到全国统一（跨区域交易规则、阻塞管理机制）
2.交易品种创新：风光储联合主体参与中长期+现货市场（偏差考核分摊、辅助服务补偿）
3.价格形成机制：绿电溢价与储能成本疏导（容量电价+电量电价组合模式）
六、典型案例：2025年标杆项目解析
1.国内案例：某省“风光储+跨省交易”示范（收益结构：发电收入+辅助服务+绿证）
2.国际经验：欧洲电力市场多能协同模式（市场耦合机制、储能参与AGC调频实践）
七、市场挑战与对策：2025年项目落地关键
1.技术挑战：多能协同控制精度（提升预测误差＜5%的技术方案）
2.市场挑战：利益分配矛盾（跨区域主体收益分成模型）
3.政策挑战：标准与监管滞后（储能身份认定、数据安全规范）
4.项目落地：多能协同项目占比超30%、统一市场交易规模翻倍
5.项目关键：AI+多能协同（数字孪生应用）、绿氢耦合（长时储能新场景）
【授课专家】
张存彪：工业和信息化部教育与考试中心专家库专家、曾任中国太阳能产业研究会副理事长、中国新能源产业协会理事、中国航天科工集团湖南航天天麓新材料检测公司新能源分公司总经理。出版《光伏电池制备工艺 》《光伏产品工艺》《太阳能光伏理化基础》《太阳能光伏技术概论》《光伏发电系统集成与设计》《光伏电站建设与施工》《硅片加工工艺》等新能源行业著作。在光伏行业培训500多场次，为新能源行业培养了5万多名行业技术人才。
【参会对象】
1.各地发改、能源、工信、自然资源、交通等相关政府部门管理人员；
2.各地电力、发电、电网、能源、平台公司等业主单位从事新能源项目管理、工程项目建设等相关部门人员；
3.各大央企及各区域指挥部、相关单位从事市场开发、投融资、法务合约、新能源相关业务负责人和骨干员工。
【时间及地点】
2025年8月28日-30日（28日为报到日） 长沙市
【培训费用】
1.收费标准：
培训费：3600元/人（费用含会务培训费、资料费、税费）
2.缴费方式：银行汇款或转账，会议现场不安排收费。
以上课程均可根据企业的培训需求，可为企业量身制定内训、考察课程，欢迎来电咨询或加微信索要课题详细版资料。
【联系方式】
咨询人：李林权
联系电话：139 1144 5864（同微信）
邮箱：13911445864@139.com
微信：A01082939129（请备注：新能源长沙”）
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