7月28日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。
公告指出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，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。新能源项目可报量报价参与交易，也可作为价格接受者参与交易。鼓励分布式（分散式）新能源项目直接或通过聚合方式参与市场交易。
完善市场交易和价格机制。建立健全现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，实现自愿参与日前市场。宁夏电力现货市场申报价格暂定上限为0.56元/千瓦时、下限为0元/千瓦时，后续根据电力市场运行情况适时调整。完善中长期市场交易规则，缩短交易周期、提高交易频次。允许供需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。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。
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。
建立可持续发展价格结算机制。在市场外建立差价结算机制。对纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价），高于或低于市场交易均价的部分，纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，衔接现行保障性新能源电量规模，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式光伏、风电项目上网电量中纳入机制电量的比例各为10%。机制电价为宁夏燃煤发电基准价（0.2595元/千瓦时）。执行期限按照项目达到全生命周期合理利用小时数与项目投产满20年较早者确定。执行固定电价的新能源项目，按照原核定电价执行。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目，初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。
每年新增纳入机制的电量规模，可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适时调整。增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。
已投产和未来12个月内投产、且未纳入机制执行范围的新能源项目自愿参与竞价。综合考虑合理成本收益、绿色价值、市场供需、用户承受能力、有序竞争等因素，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时，后续视情况调整。竞价时按报价从低到高排序确定入选项目，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。
纳入机制的增量项目执行期限为10年。
新能源可持续发展价格结算极致的结算方式
电网企业按月开展差价结算，电力现货市场未连续运行时，市场交易均价根据同类项目（初期项目类型分为风电、光伏，下同）月度中长期交易加权平均价格确定；电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据实时市场月度加权平均价格确定。纳入机制的电量初期不再参与中长期、日前市场结算。
纳入机制的新能源项目变更及退出规则
纳入机制的新能源项目变更及退出规则。新能源项目投资主体发生变更时，原电量规模、机制电价继续执行。在项目纳入机制的电量规模范围内，每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。执行期限内可自愿申请退出，执行到期或在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
本方案自2025年10月1日起实施，如遇国家政策调整，按国家规定执行。
原文如下：
自治区发展改革委关于《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》
为持续深化电力市场化改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，支持新能源产业高质量发展，按照国家发展改革委、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）要求，结合自治区实际情况，我委起草了《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，现公开征求意见。
此次公开征求意见时间为2025年7月28日至2025年8月6日，欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议。
联系电话：0951-6038207，电子邮箱：nxwjjgc@126.com。
附件：自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）
宁夏回族自治区发展改革委
2025年7月28日
（此件公开发布）
附件
自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）
为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，加快构建新型电力系统，推动新能源高质量发展，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）精神，结合宁夏实际，制定本实施方案。
一、推动新能源上网电价全面由市场形成
（一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，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。新能源项目可报量报价参与交易，也可作为价格接受者参与交易。鼓励分布式（分散式）新能源项目直接或通过聚合方式参与市场交易。
（二）完善市场交易和价格机制。建立健全现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，实现自愿参与日前市场。宁夏电力现货市场申报价格暂定上限为0.56元/千瓦时、下限为0元/千瓦时，后续根据电力市场运行情况适时调整。完善中长期市场交易规则，缩短交易周期、提高交易频次。允许供需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。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。
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
（三）建立可持续发展价格结算机制。在市场外建立差价结算机制。对纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价），高于或低于市场交易均价的部分，纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享。
（四）确定存量项目机制电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，衔接现行保障性新能源电量规模，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式光伏、风电项目上网电量中纳入机制电量的比例各为10%。机制电价为宁夏燃煤发电基准价（0.2595元/千瓦时）。执行期限按照项目达到全生命周期合理利用小时数与项目投产满20年较早者确定。执行固定电价的新能源项目，按照原核定电价执行。
（五）确定增量项目机制电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。每年新增纳入机制的电量规模，可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适时调整。增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。已投产和未来12个月内投产、且未纳入机制执行范围的新能源项目自愿参与竞价。综合考虑合理成本收益、绿色价值、市场供需、用户承受能力、有序竞争等因素，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时，后续视情况调整。竞价时按报价从低到高排序确定入选项目，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。纳入机制的增量项目执行期限为10年。
（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。电网企业按月开展差价结算，电力现货市场未连续运行时，市场交易均价根据同类项目（初期项目类型分为风电、光伏，下同）月度中长期交易加权平均价格确定；电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据实时市场月度加权平均价格确定。纳入机制的电量初期不再参与中长期、日前市场结算。
（七）纳入机制的新能源项目变更及退出规则。新能源项目投资主体发生变更时，原电量规模、机制电价继续执行。在项目纳入机制的电量规模范围内，每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。执行期限内可自愿申请退出，执行到期或在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
三、建立改革协同联动工作机制
（八）强化政策协同。强化改革与规划协同，做好实施方案与自治区新能源发展规划目标的衔接，切实提升新能源消纳水平，推动新能源高质量发展。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再参加绿色电力交易，不重复获得绿证收益。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价策略等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源项目分摊不合理费用，不得将配建、租赁等方式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。
（九）加强组织协作。相关部门要周密组织，协同联动，形成推动改革举措落实落细的工作合力。自治区发展改革委会同宁夏能源监管办等部门制定与本方案配套的实施细则，完善电力现货市场、中长期市场交易规则及绿色电力交易政策，确保方案实施后各项工作有效衔接、有序推进。国网宁夏电力公司会同电力交易机构负责搭建竞价平台，定期组织增量项目竞价，做好新能源交易均价及结算情况公布；优化居民农业等保障性电量代理购电方式，优发电量匹配保障性电量后仍有剩余或不足时，均通过市场化方式交易差额电量。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按照原有规定执行。
（十）做好跟踪评估。各相关部门要及时回应社会关切，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。按照国家部署安排，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。
本方案自2025年10月1日起实施，如遇国家政策调整，按国家规定执行。
