8月25日，贵州省发改委就《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》公开征求意见。文件原文见附件，点击文末“阅读原文”可查看官网文件。根据文件，
1、现货上下限、机制电价竞价上下限
适当放宽现货市场限价；贵州省增量新能源项目机制电价竞价上下限分别为：风电：0.19~0.3515元/度；光伏：0.25~0.3515元/度。具体如下表所示。
2、存量项目相关政策
项目范围：2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目。集中式风电、集中式光伏和分散式风电由能源主管部门负责确定名单，分布式光伏以项目的并网时间为准。2025年6月1日起，新能源项目只参与现货市场交易的，不影响其存量项目认定。
电量规模：110千伏以下项目机制电量比例为100%，110千伏及以上项目机制电量比例为80%，其可在此范围内自主确定执行机制的电量比例，次年纳入机制电量比例不得高于上一年水平。
机制电价：执行我省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。执行期限：达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。
3、增量项目相关政策
项目范围：2025年6月1日（含）以后投产且未纳入机制电价的新能源增量项目。
电量规模：
2025年首次竞价电量规模与2024年新能源非市场化比例适当衔接，按2025年6月1日至12月31日期间预计新建投产新能源上网电量的77%确定。
此后，我省每年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动态调整，并在竞价前予以公布。
单个项目申请纳入机制的电量，不得超过其当期全部上网电量的90%。对于竞价周期内已签约的中长期交易电量、绿证电量，相应调减竞价申报比例上限。
执行期限：增量新能源项目执行期限12年。
4、机制电价结算
1）按节点电价结算
新能源项目报量报价参与现货市场的范围，按照贵州电力现货市场实施方案及细则执行。
鼓励具备条件的新能源聚合后报量报价参与现货市场。其余作为价格接受者按所在节点直接参与实时市场结算。
2）分月结算，不跨月、跨年结算！
明确分月机制电量结算规则。分月机制电量统一按年度机制电量规模比例进行结算，不跨月跨年清算。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进行跨年滚动。
3）市场交易均价计算规则
用于机制电量差价电费结算的市场交易均价，现货模式下，按照月度发电侧实时市场同类项目（光伏或风电）加权均价确定。
5、健全适应新能源的中长期交易机制
新能源与火电同台竞价，不得开展对特定用户实施优惠电价等的各类专场交易。允许交易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。
新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。
新能源参与中长期交易的申报电量上限应扣减机制电量。
文件原文如下：
关于公开征求《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》意见的公告
为加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进新能源高质量发展，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）要求，结合贵州实际，我委研究起草了《贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）（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9月5日。公众可通过以下途径和方式提出反馈意见：
1.登录贵州省发展改革委门户网站（https://fgw.guizhou.gov.cn/），进入“意见征集”专栏，提出意见建议。
2.将有关意见发送至电子邮件：jiageguanlichu＠163.com。
感谢您的支持和参与！
附件：贵州省关于深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）（征求意见稿）.doc
贵州省发展和改革委员会
2025年8月25日
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