近日，《廣西壯族自治區新能源可持續發展價格結算機制實施細則》、《廣西壯族自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案》發布。

文件表示，區分存量項目和增量項目， 建立新能源可持續發展價格結算機制。

主體范圍：2025年6月1日前投產（即全容量并網）的存量新能源項目（集中式新能源、分布式新能源等）；2025年6月1日及之后投產的全容量并網的集中式、分布式 新能源項目（不含已明確電價的競爭性配置項目）增量項目。

存量項目機制電價按現行價格政策執行。

分布式新能源：機制電價為廣西燃煤基準價0.4207元/kWh，銜接現行保障性收購政策，其上網電量全部納入機制電量規模，納入機制電量比例為100%。 執行期限按截至2025年5月31日項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與投產滿20年對應年份較早者確定。

集中式新能源項目（不含海上風電項目）：機制電價為0.324元/kWh，納入機制電量規模由自治區發改委商自治區能源局按年確定， 其中2025年電量已由2025年中長期合約保障，不再設置機制電量。

已開展競爭性配置的海上風電項目按照自治區現行政策執行。

2025年6月1日以前已投產，改造升級不增容的新能源項目視同存量項目，按新能源存量項目有關電價政策執行。增容改造升級的新能源存量項目，對增容部分單獨計量，其實際上網電量參與電力市場化交易。

增量項目機制電價每年由自治區發改委會同省級電網企業、廣西電力交易中心，組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，分為風電、光伏兩類組織競價。廣西發改委每年10月底前公示次年增量項目年度機制電量規模、機制電價上下限、執行期限等信息。

2025年開展首次競價交易，參與主體為承諾2025年6月1日至2025年12月31日期間投產的集中式、分布式新能源項目。 后續按年度開展增量項目機制電價競價。

機制電價：競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限暫定為0.4207元/kWh，競價下限初期可按照最先進電站造價水平折算度電成本確定， 后續視情況取消。

電量規模：納入2025年機制電量的規模，按照廣西2024年新能源非市場化比例確定為33%（全年為65%）/廣西現行新能源非市場化比例確定為8%（全年為16%）。

2026年及后續年份每年新增納入機制的電量規模，根據廣西完成國家下達的年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定，但不得高于上一年。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模適當減少；未完成的，次年納入機制電量的規模適當增加。單個項目申請納入機制的電量的比例不超過80%。

執行期限：按照我區新能源項目回收初始投資的平均期限12年執行，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。

每月對納入機制的電量按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費用，向全體工商業用戶分攤分享。

新能源項目納入機制的電量，不重復獲得綠證收益。納入機制的電量對應綠證由核發部門全部劃轉至省級專用綠證賬戶，由全體工商業用戶共有。

享有財政補貼的新能源項目實行價補分離，補貼標準按照原有規定執行。

細則表示，省級電網企業每年12月底前根據自治區主管部門確定的各存量新能源項目機制電量規模、增量新能源項目競價結果、項目預測年上網電量，確定各新能源發電項目機制電量比例。單個項目預測年上網電量=裝機容量×近三 年廣西同類型機組平均發電小時×(1-近三年廣西同類型機 組廠用電率)×并網月數/12,并網月數根據預計并網時間 確定，如廣西區內無同類型機組的，可參考國內同資源區、 同類型機組平均發電小時和廠用電率確定。

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