（来源：储能与电力市场）
通知表示，初期区分风电和光伏两个发电类型组织竞价，条件成熟后不再区分。完善现货市场交易和价格机制。市调直调集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目作为价格接受者或聚合后“报量报价”、“报量不报价”参与现货市场交易。新能源项目公平参与实时市场，自愿参与日前市场。用户侧可在报装容量范围内自主决策日前市场申报购买量。
现货市场申报、出清上限暂按1.5元/kWh执行，现货市场申报、出清下限暂按0元/kWh执行，后续结合电力市场建设情况动态调整。
区分存量和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，存量项目机制电价与现行政策衔接，增量项目机制电价通过竞争方式形成。
存量项目：2025年6月1日以前全容量并网的新能源项目。
机制电量规模：存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。单个项目在签约规模上限范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。
机制电价：存量项目的机制电价按现行煤电基准价0.3964元/千瓦时执行。
执行期限：集中式和分散式风电项目、集中式光伏发电项目执行期限按各项目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定，分布式光伏发电项目按照投产满20年对应时间确定。
增量项目：2025年6月1日起全容量并网的新能源项目。
电量规模：竞价电量规模根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况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。第一年纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与我市现有新能源非市场化比例适当衔接，单个项目申请纳入机制的电量占其全部上网电量的比例应低于100%，具体比例在每年的竞价通知中明确。
机制电价：增量项目机制电价通过竞价确定。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。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。
执行期限：增量项目竞价结果执行期限暂按12年确定。
竞价上下限：增量项目竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，最高不得超过现行煤电基准价。初期考虑同期先进电站造价（仅包含固定成本）折算度电成本等因素确定竞价下限。竞价上下限具体水平在每年竞价通知中明确。
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2025年12月31日前，未直接参与电力市场交易的新能源项目上网电量，由电网企业按照燃煤发电基准价全量进行保障性收购。
存量项目应于2025年11月底前与电网企业完成差价结算协议签订。分布式新能源项目逾期未签订差价结算协议的，机制电量比例默认按100%执行；集中式新能源项目逾期未签订的，视为自愿退出机制电量。
新能源项目（集中式光伏发电、集中式风电、分布式光伏发电、分散式风电，下同）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。
竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，原则上不高于该类型电源上年度机制电价竞价结果。初期设置竞价下限，具体参考同期先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本确定。竞价上下限在年度竞价通知中予以明确。
新能源项目可参与年度、多月、月度、月内等周期的中长期交易。市调直调集中式新能源项目直接参与中长期市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目可直接或聚合后参与中长期市场交易。参考装机容量扣减机制电量对应容量、利用小时数等因素，合理确定新能源项目机制外电量中长期签约上限。
完善辅助服务市场机制，合理设置有偿辅助服务品种，明确辅助服务费用分摊方式，调频、备用辅助服务费用，由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。新能源上网电量全部进入电力市场且电力现货市场正式运行后，参与市内电能量市场交易的上网电量不再分摊调频、备用辅助服务市场费用。
建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源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其电价水平（以下简称“机制电价”）的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用。执行机制电价的项目可在每年10月底前自主向电网企业申请下调次年机制电量比例，调低比例部分不得再次申请纳入机制电价范围。现货连续运行时，纳入机制的电量，初期不再参与电力中长期交易和绿色电力交易。差价结算机制自2026年1月1日起执行。
机制电量差价电费结算方式。新能源项目纳入机制的电量应当分解至月度，电网企业每月按机制电价开展差价结算，差价结算费用纳入系统运行费用“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，按月向全体工商业用户分摊或分享。用于机制电量差价电费结算的市场交易均价暂按同类型项目月度实时市场节点加权均价确定，项目类型分为风电、光伏发电两类。新能源项目已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月份电量不再执行机制电价，若年末累计未达到年度机制电量规模，缺额部分电量不跨年滚动。
原文如下：
为加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制，根据国家发展改革委、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）相关要求，结合我市实际，我委牵头起草了《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》。现面向社会公开征求意见。
此次公开征求意见的时间为2025年8月25日至2025年8月31日，欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议。意见反馈渠道如下：
1.电子邮箱：cqwjjsjc@sina.com，请将邮件主题和附件命名为“姓名（或单位）+新能源上网电价市场化改革方案相关建议”。
2.纸质信件：重庆市发展和改革委员会价格处（重庆市渝北区洪湖西路16号）（401121）。
2.《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》起草说明
重庆市发展和改革委员会
2025年8月25日
