甘肃深化新能源上网电价市场化改革 推动产业迈向高质量发展新阶段

　　为积极响应国家能源战略调整，促进甘肃省新能源及新能源装备制造产业的高质量发展，经甘肃省政府批准，近日，甘肃省发展改革委、省工信厅、省能源局、国家能源局甘肃监管办公室联合发布了《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》(以下简称《实施方案》)。该方案的出台，标志着甘肃省在新能源领域的市场化改革进程中迈出了关键一步，将对全省新能源产业的长期发展产生深远影响。

　　新能源上网电量全面市场化，存量项目有序过渡

　　《实施方案》明确要求，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的上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成。这一举措旨在打破传统的价格管制模式，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，通过市场机制引导新能源产业的高效发展。

　　为了平稳衔接新老政策，《实施方案》对存量项目给予了特别考虑。其中，扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范和光热发电等存量项目，将自 2026 年 1 月 1 日起正式进入市场交易。对于未直接进入市场或未通过聚合方式参与市场的分布式光伏项目，将默认接受市场形成的价格，并按照现货市场月度发电侧实时市场全部新能源项目的加权平均价格进行月度结算。

　　建立可持续发展价格结算机制，保障市场平稳运行

　　《实施方案》提出建立新能源可持续发展价格结算机制，这是本次改革的一大亮点。新能源项目进入电力市场交易后，将在市场外建立 “多退少补” 的差价结算机制。对于纳入该机制的电量，由国网甘肃省电力公司按月进行差价结算。当现货实时市场新能源交易均价低于机制电价时，将按照差价补偿发电侧，补偿费用由工商业用户分摊;反之，当交易均价高于机制电价时，将扣除差价反哺工商业用户。

　　为确保机制的公平性和有效性，《实施方案》对纳入机制的电量规模、机制电价和执行期限进行了详细规定。例如，2025 年 6 月 1 日以前投产的存量项目，纳入机制的电量规模为 154 亿千瓦时，机制电价为 0.3078 元 / 千瓦时，执行期限根据项目剩余全生命周期合理利用小时数或投产满 20 年的较早者确定。而对于 2025 年 6 月 1 日起投产的增量项目，将通过年度竞价确定机制电价，单个项目申请纳入机制的电量不得高于其全部上网电量的 80%。

　　完善电力市场体系，助力新能源产业长远发展

　　除了推动新能源上网电价市场化和建立价格结算机制外，《实施方案》还强调了完善与新型电力系统相适应的电力市场体系的重要性。为此，相关部门将同步修订中长期、现货、辅助服务市场的交易规则和价格形成机制，研究制定发电侧容量电价机制政策和电力零售市场交易规则，以加快构建与新能源特性相适应的电力市场机制，为新能源产业的发展创造良好的市场环境。

　　业内专家表示，此次甘肃省深化新能源上网电价市场化改革，是推动新能源产业高质量发展的重要举措。通过市场化机制的引入，将有效提升新能源项目的运营效率，促进新能源产业的技术创新和成本降低，为实现 “双碳” 目标提供有力支撑。同时，可持续发展价格结算机制的建立，也将在保障发电企业合理收益的同时，确保工商业用户的用电成本保持在合理区间，实现新能源产业与用户之间的双赢局面。

　　随着《实施方案》的逐步落实，甘肃省新能源产业有望迎来新一轮的发展机遇，在绿色能源转型的道路上迈出更加坚实的步伐。