8月25日，重慶市發展和改革委員會發布關于公開征求《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》意見的公告，其中提到，推動新能源上網電量全面進入電力市場。新能源項目（集中式光伏發電、集中式風電、分布式光伏發電、分散式風電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。

存量項目：

項目范圍：2025年6月1日以前全容量并網的新能源項目。

機制電量：存量項目納入機制電量規模銜接現行保障性收購政策，規模上限為100%。單個項目在簽約規模上限范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，但不得高于上一年。首次未在規定時間內與電網企業簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》的，分布式項目機制電量比例默認按100%執行，集中式項目默認放棄機制電量。

機制電價：存量項目的機制電價按現行煤電基準價0.3964元/千瓦時執行。

執行期限：集中式和分散式風電項目、集中式光伏發電項目執行期限按各項目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小時數對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定，分布式光伏發電項目按照投產滿20年對應時間確定。

增量項目：

項目范圍：2025年6月1日起全容量并網的新能源項目。

機制電量：競價電量規模根據國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規?？蛇m當減少；未完成的，次年納入機制的電量規?？蛇m當增加。第一年納入機制的電量占增量項目新能源上網電量的比例，與我市現有新能源非市場化比例適當銜接，單個項目申請納入機制的電量占其全部上網電量的比例應低于100%，具體比例在每年的競價通知中明確。

機制電價：增量項目機制電價通過競價確定。已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的新能源項目均可參與競價。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。

執行期限：增量項目競價結果執行期限暫按12年確定。

競價上下限：增量項目競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，最高不得超過現行煤電基準價。初期考慮同期先進電站造價（僅包含固定成本）折算度電成本等因素確定競價下限。競價上下限具體水平在每年競價通知中明確。

競價時間：原則上每年10月組織開展下一年的競價工作。競價工作由市發展改革委會同市經濟信息委、市能源局共同組織，委托國網重慶市電力公司按照本方案及配套政策要求開展具體工作。

競價分類：綜合考慮建設成本和運行特性的差異，初期分為風電和光伏發電兩類組織競價。

詳情如下：

重慶市發展和改革委員會關于公開征求《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》意見的公告

為加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）相關要求，結合我市實際，我委牽頭起草了《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》?，F面向社會公開征求意見。

此次公開征求意見的時間為2025年8月25日至2025年8月31日，歡迎有關單位和社會各界人士提出意見建議。意見反饋渠道如下：

1.電子郵箱：cqwjjsjc@sina.com，請將郵件主題和附件命名為“姓名（或單位）+新能源上網電價市場化改革方案相關建議”。

2.紙質信件：重慶市發展和改革委員會價格處（重慶市渝北區洪湖西路16號）（401121）。

附件：1.重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）

2.《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》起草說明

重慶市發展和改革委員會

2025年8月25日

重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案

（征求意見稿）

為貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）等文件精神，結合我市實際，制定本實施方案。

一、改革目標和原則

堅持市場化改革方向，按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的總體要求，完善適應我市新能源發展的市場交易體系、價格機制體系、風險防控體系，確保2025年底前風電、太陽能發電全面參與電力市場交易，推動新能源高質量發展，助力“雙碳”目標實現。

堅持深化改革。深化電力市場化改革，持續完善電力中長期、現貨、輔助服務、綠電等市場規則，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源上網電量全面進入電力市場。

堅持分類施策。區分存量和增量項目，建立新能源可持續發展價格結算機制，存量項目機制電價與現行政策銜接，增量項目機制電價通過競爭方式形成，穩定項目收益預期，用價格信號引導有序投資。

堅持統籌協調。強化與行業管理、產業發展、綠色能源消費等政策協同，在更好支撐新能源發展規劃目標實現的同時，更好引導新能源與調節電源、電網協調發展，助力構建更加高效協同的新型電力系統。

堅持安全穩定。強化改革全過程風險管控，做好信息披露、監測評估等工作，防范市場風險和價格異常波動，營造有利于價格有效形成的市場環境，保障電力系統安全穩定運行。

二、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量全面進入電力市場。新能源項目（集中式光伏發電、集中式風電、分布式光伏發電、分散式風電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（二）完善現貨市場交易和價格機制。市調直調集中式新能源項目“報量報價”參與現貨市場交易，非市調直調集中式新能源、分布式新能源項目作為價格接受者或聚合后“報量報價”、“報量不報價”參與現貨市場交易。新能源項目公平參與實時市場，自愿參與日前市場。用戶側可在報裝容量范圍內自主決策日前市場申報購買量?，F貨市場申報、出清上限暫按1.5元/千瓦時執行，現貨市場申報、出清下限暫按0元/千瓦時執行，后續結合電力市場建設情況動態調整。（責任單位：市經濟信息委、市發展改革委、國網重慶電力、市電力交易中心）

（三）完善中長期市場交易和價格機制。新能源項目可參與年度、多月、月度、月內等周期的中長期交易。市調直調集中式新能源項目直接參與中長期市場交易，非市調直調集中式新能源、分布式新能源項目可直接或聚合后參與中長期市場交易。參考裝機容量扣減機制電量對應容量、利用小時數等因素，合理確定新能源項目機制外電量中長期簽約上限。（責任單位：華中能源監管局、市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（四）完善綠電綠證交易機制。優化調整綠電交易結算規則，納入機制的電量不重復獲得綠證收益。綠電交易的綠證收益采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小”的原則確定。建立市級專用綠證賬戶，機制電量對應綠證統一劃轉至專用綠證賬戶。（責任單位：市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（五）完善輔助服務市場機制。合理設置有償輔助服務品種，明確輔助服務費用分攤方式，調頻、備用輔助服務費用，由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔。新能源上網電量全部進入電力市場且電力現貨市場正式運行后，參與市內電能量市場交易的上網電量不再分攤調頻、備用輔助服務市場費用。（責任單位：華中能源監管局、市發展改革委、國網重慶電力、三峽水利電力公司）

（六）建立發電側容量補償機制。研究建立發電側容量補償機制，容量補償費用由容量補償標準、有效容量、供需系數共同確定。研究制定以容量供需為基礎的容量價格機制，積極探索建立多元主體參與的容量市場。（責任單位：市發展改革委、華中能源監管局、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、三峽水利電力公司）

（七）建立發電機組成本調查制度。研究建立市場化機組成本調查制度，定期開展成本調查，分類測算各類型機組的成本水平，分析波動趨勢，為優化完善價格政策、科學制定價格標準提供支撐。（責任單位：市發展改革委、國網重慶電力）

三、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（一）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于其電價水平（以下簡稱“機制電價”）的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用。執行機制電價的項目可在每年10月底前自主向電網企業申請下調次年機制電量比例，調低比例部分不得再次申請納入機制電價范圍?，F貨連續運行時，納入機制的電量，初期不再參與電力中長期交易和綠色電力交易。差價結算機制自2026年1月1日起執行。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（二）存量項目電量規模、機制電價和執行期限。

1.存量項目范圍。2025年6月1日以前全容量并網的新能源項目。

2.機制電量規模。存量項目納入機制電量規模銜接現行保障性收購政策，規模上限為100%。單個項目在簽約規模上限范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，但不得高于上一年。首次未在規定時間內與電網企業簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》的，分布式項目機制電量比例默認按100%執行，集中式項目默認放棄機制電量。

3.機制電價。存量項目的機制電價按現行煤電基準價0.3964元/千瓦時執行。

4.執行期限。集中式和分散式風電項目、集中式光伏發電項目執行期限按各項目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小時數對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定，分布式光伏發電項目按照投產滿20年對應時間確定。

（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、三峽水利電力公司）

（三）增量項目電量規模、機制電價和執行期限。

1.增量項目范圍。2025年6月1日起全容量并網的新能源項目。

2.競價時間。原則上每年10月組織開展下一年的競價工作。競價工作由市發展改革委會同市經濟信息委、市能源局共同組織，委托國網重慶市電力公司按照本方案及配套政策要求開展具體工作。

3.競價分類。綜合考慮建設成本和運行特性的差異，初期分為風電和光伏發電兩類組織競價。

4.電量規模。競價電量規模根據國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規?？蛇m當減少；未完成的，次年納入機制的電量規?？蛇m當增加。第一年納入機制的電量占增量項目新能源上網電量的比例，與我市現有新能源非市場化比例適當銜接，單個項目申請納入機制的電量占其全部上網電量的比例應低于100%，具體比例在每年的競價通知中明確。

5.機制電價。增量項目機制電價通過競價確定。已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的新能源項目均可參與競價。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。

6.執行期限。增量項目競價結果執行期限暫按12年確定。

7.競價上下限。增量項目競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，最高不得超過現行煤電基準價。初期考慮同期先進電站造價（僅包含固定成本）折算度電成本等因素確定競價下限。競價上下限具體水平在每年競價通知中明確。

（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（四）機制電量差價電費結算方式。新能源項目納入機制的電量應當分解至月度，電網企業每月按機制電價開展差價結算，差價結算費用納入系統運行費用“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目，按月向全體工商業用戶分攤或分享。用于機制電量差價電費結算的市場交易均價暫按同類型項目月度實時市場節點加權均價確定，項目類型分為風電、光伏發電兩類。新能源項目已結算的機制電量累計達到當年機制電量規模時，超過部分及后續月份電量不再執行機制電價，若年末累計未達到年度機制電量規模，缺額部分電量不跨年滾動。

新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用＝實際上網電量×機制電量比例×（機制電價-同類型項目月度實時市場節點加權均價）。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（五）納入機制項目退出規則。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

四、保障措施

（一）強化組織落實和協同聯動。各有關部門要協同聯動、密切配合，充分聽取有關方面意見，主動協調解決實施過程中遇到的問題。市發展改革委要加強統籌協調。華中能源監管局、市經濟信息委會同市發展改革委、市能源局要加快制定或修訂有關電力市場交易規則，華中能源監管局要加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。電網企業要持續提升新能源項目管理、計量支撐、并網服務等能力，做好競價、結算、合同簽訂和系統維護等工作，及時建立或更新納入機制的新能源項目臺賬，對機制執行結果單獨歸集，為市場主體提供優質服務。

（二）強化跟蹤監測和政策評估。切實落實好關于新能源利用率統計和考核、代理購電、財政補貼和優化環境等方面政策銜接要求。新能源項目調試期電量上網電價按照發電機組進入及退出商業運營相關政策規定執行。電網企業和電力交易機構要監測好市場價格波動、終端用戶電價水平等情況，出現異常情況及時向有關部門報告。各有關部門要認真評估對行業發展和企業經營等方面影響，及時總結改革成效，適時優化完善政策。同時，根據市場建設及行業發展狀況，適時推動生物質發電等其他電源參與市場交易。

（三）強化政策宣貫和信息公開。各有關部門要會同電網企業和電力交易機構開展好政策宣傳解讀和培訓，主動回應好市場主體關心的問題，及時做好競價交易安排等宣傳告知，提升新能源市場主體參與能力。電網企業和電力交易機構要及時披露市場運行總體情況，定期發布同類型新能源發電項目市場交易均價，確保信息公開透明。

地方電網和增量配網在各自經營范圍內參照本實施方案執行?，F行政策相關規定與本通知不符的，以本通知為準。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。

附件：1.重慶市新能源發電項目機制電價競價實施細則

2.重慶市新能源發電項目可持續發展價格結算機制差價結算方案

附件1

重慶市新能源發電項目機制電價競價實施細則

第一章 總  則

第一條【制定依據】根據《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案》等文件要求，為做好新能源增量項目競價工作，制定本實施細則。

第二條【實施范圍】本細則涉及的新能源項目，是指2025年6月1日及以后全容量并網的集中式光伏發電、集中式風電、分布式光伏發電、分散式風電項目（以下簡稱“新能源項目”）。

第三條【全容量并網認定方式】集中式新能源項目審批、核準或備案容量全部建成投運且與發電業務許可證容量保持一致，即為全容量并網；并網時間以工程質量監督報告或發電業務許可證最后一臺（次）機組并網時間為準。分布式新能源項目全容量并網規模須與項目審批、核準或備案容量一致，并網時間以電網企業營銷系統中明確的并網時間為準。

第二章 競價主體

第四條【競價組織主體】新能源項目競價工作由市發展改革委牽頭，聯合市經濟信息委、市能源局、國網重慶市電力公司成立專項工作組。國網重慶市電力公司負責組織開展具體工作。

第五條【競價申報主體】新能源項目競價申報主體為年度競價通知發布之日前已投產（全容量并網，下同）和次年12月31日（含）前投產的，且未納入過機制電價執行范圍的項目。

首次競價申報主體為2025年6月1日至2026年12月31日（含）投產的新能源項目。

第六條【競價申報主體條件】競價申報主體應為具有獨立承擔民事責任能力和獨立簽訂合同的法人或自然人（僅戶用分布式光伏項目）。

第七條【競價申報主體資質要求】

（一）已投產集中式新能源項目：應提供政府相關部門出具的項目審批、核準或備案文件，營業執照，工程質量監督報告或發電業務許可證，新能源項目機制電價競價和預期投產承諾書（附件1—1）等材料。

（二）未投產集中式新能源項目，需納入市發展改革委（市能源局）批準的專項規劃或方案：應提供項目審批、核準或備案文件，營業執照，新能源項目機制電價競價和預期投產承諾書等材料。

（三）已投產分布式新能源項目（含分散式風電和分布式光伏發電項目，下同）：應提供項目審批、核準或備案文件，購售電合同，新能源項目機制電價競價和預期投產承諾書等材料。

（四）未投產分布式新能源項目：應提供項目審批、核準或備案文件，營業執照（非自然人項目）或居民身份證明（自然人項目），電網企業出具的《分布式光伏發電項目接入系統設計方案報告研究答復單》或《分布式光伏發電項目接入系統方案答復單》，新能源項目機制電價競價和預期投產承諾書等材料。

第八條【限制參與競價的規定】競價申報主體在材料申報、競價過程中需同時滿足以下條件。如有隱瞞將被強制退出競價，中標結果無效，競價申報主體重慶最高層級控股公司未來三年內在我市所有項目禁止參與競價：

（一）沒有處于被行政主管部門責令停產、停業或進入破產程序；

（二）沒有處于行政主管部門相關文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內；

（三）近三年沒有騙取中標或嚴重違約，沒有經有關部門認定的因其服務引起的重大及以上質量事故或重大及以上安全事故；

（四）未被市場監督管理部門在全國企業信用信息公示系統中列入經營異常名錄或者嚴重違法企業名單；

（五）未被最高人民法院在“信用中國”網站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執行人名單。

第三章 競價電量

第九條【競價電量總規?！繖C制電價競價規模在年度競價通知中明確。2025年機制電價競價規模與2025年5月31日前新能源非市場化比例適當銜接。2026年起，每年新增納入機制的電量規模，根據年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素綜合確定。當年完成情況預計超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少，未完成的次年納入機制的電量規?？蛇m當增加。

第十條【競價組織分類】初期區分風電和光伏兩個發電類型組織競價，條件成熟后不再區分。

第十一條【單個項目機制電量申報上限】

單個集中式項目機制電量申報上限=裝機容量（交流側）×該類型電源年度發電利用小時數×（1-廠用電率）×上限比例。

單個分布式項目機制電量申報上限=裝機容量（交流側）×該類型電源年度發電利用小時數×（1-最低自發自用電量比例）×上限比例。

（一）“最低自發自用電量比例”根據市級相關部門有關規定確定。無相關規定的項目，“最低自發自用電量比例”按0計算。

（二）“該類型電源年度發電利用小時數”，為全市該類型電源近三年平均發電利用小時數，考慮技術進步適當調整后確定，在年度競價通知中發布。

（三）“廠用電率”，為全市該類型電源近三年平均廠用電率，在年度競價通知中發布。

（四）“上限比例”，在年度競價通知中發布。

第四章 競價機制

第十二條【申報價格要求】申報價格單位為“元/千瓦時”，保留小數點后4位，含增值稅。

第十三條【競價上下限】競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，原則上不高于該類型電源上年度機制電價競價結果。初期設置競價下限，具體參考同期先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本確定。競價上下限在年度競價通知中予以明確。

第十四條【申報充足率】設置申報充足率參數，在年度競價通知中發布。價格出清前應開展申報充足率檢測，當競價主體申報電量規模無法滿足申報充足率要求時，競價電量規模自動縮減，直至滿足申報充足率要求。申報充足率在年度競價通知中予以明確。

申報充足率=∑競價主體申報電量/競價電量總規模

第十五條【價格出清機制】競價采用邊際出清方式確定出清價格，即將所有同類型競價項目按其申報電價由低到高進行排序，取最后一個入選項目報價作為所有入選項目的機制電價。

第十六條【邊際機組處置方式】當只有一個項目按出清價格申報時，該項目納入機制的電量按實際剩余機制電量入選（對應折算的機制電量比例四舍五入后取整數，下同）。當兩個及以上項目按出清價格申報時，上述項目納入機制的電量按項目申報電量占比分配剩余機制電量。

邊際機組入選電量小于其申報電量的50%（含），取消最后入選項目的入選結果，機制電價取前一個入選項目的申報價格。

第十七條【機制電價執行期限】機制電價執行期限參照同類項目回收初始投資的平均期限合理確定，暫按12年執行。

第十八條【機制電價起始時間】入選時已投產和申報投產時間在入選當年內的項目，機制電價自入選次年1月1日開始執行；申報投產時間在入選次年的項目，機制電價自項目投產的次月1日開始執行。

若項目晚于申報投產時間次月1日投產，次月1日至實際投產日期當月月底之間覆蓋的機制電量自動失效。

第十九條【保函退還機制】資質審核結果公示結束后，未通過資質審核的項目可申請退還保函，競價結果公示結束后，未入選項目可申請退還保函。入選項目全容量并網后可申請退還保函。

第五章 競價程序

第二十條【競價組織時間】競價工作原則上于每年10月份組織，具體以年度競價通知為準。

第二十一條【發布年度競價通知】市發展改革委、市經濟信息委、市能源局負責擬定并發布年度競價通知，競價通知主要包括：競價電量規模、競價申報主體、競價組織分類、競價價格上下限、機制電量執行期限、單個項目申報比例、申報充足率、項目年度發電利用小時數、履約保函要求、監督聯系方式等內容。

第二十二條【發布年度競價組織公告】年度競價通知發布3個工作日內，國網重慶市電力公司通過網上國網、新能源云、供電營業廳以及95598網站發布年度競價組織公告。競價組織公告除競價通知相關內容外，還應包括：競價平臺（網址）、競價時間安排、競價組織程序、咨詢電話等具體事項。

第二十三條【提交競價資料】擬參與競價的新能源項目應根據年度競價組織公告要求，在7個工作日內填報基本信息、提交相關資質材料、提交履約保函等。

第二十四條【審核競價資料】國網重慶市電力公司負責對新能源項目提交資料的完整性、合規性進行審核，資料審核未通過的，按年度競價組織公告相關要求退回并限期修改，逾期未重新提交或提交后仍未通過審核的，取消競價資格。

第二十五條【公示審核結果】項目申報資料審核結果由市發展改革委會同市經濟信息委、市能源局確認后，國網重慶市電力公司負責通過網上國網、新能源云平臺對通過審核的項目名單進行公示，公示期為3個工作日。

第二十六條【申報電量電價】資料審核結果公示結束后2個工作日內，通過資料審核的項目在新能源云和網上國網填報競價申報電量和電價。電量和電價在提交后自動封存，不再更改。

第二十七條【申報價格出清】國網重慶市電力公司根據本通知第十四條、第十五條、第十六條規定進行價格出清。原則上在3個工作日內完成。

第二十八條【出清價格公示】價格出清結束后，國網重慶市電力公司負責對出清的項目名稱、項目類型、機制電量比例、機制電價標準等信息進行公示，公示期為3個工作日。競價申報主體對公示結果有異議的，須在公示期內向市發展改革委提出，并提供相關證明材料。公示期內未提出異議的，視為認可競價結果。

第二十九條【公布競價結果】公示期結束且各方無異議后，國網重慶市電力公司將競價結果報市發展改革委，由市發展改革委會同市經濟信息委、市能源局發布競價結果。

第三十條【簽訂差價協議】新能源項目入選首年須按競價入選電量規模與國網重慶市電力公司簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》（以下簡稱“差價結算協議”,詳見附件1-3）。

已投產新能源項目應在競價結果公布7個工作日內、未投產新能源項目應在全容量并網前向國網重慶市電力公司提交差價結算協議，逾期未提交的視為自愿退出新能源可持續發展價格結算機制。國網重慶市電力公司應在提交后15個工作日內與新能源項目簽訂差價結算協議。

第三十一條【未入選項目權利】當次競價未入選項目可繼續參與后續競價，獲得機制電量前可正常參與電力市場交易（含中長期交易等）。當次競價入選公布的項目不可再次參與后續競價活動。

第六章 保障機制

第三十二條【按期投產界定】新能源項目全容量并網時間在申報投產時間當月均視為按期投產。

第三十三條【未投產項目保函要求】擬參與競價的未投產項目，需提交國內銀行營業網點出具的履約保函（附件1—2）。履約保函應嚴格按照模板開具。保函開具金額應大于或等于按以下公式計算的金額。

保函金額=項目核準（備案）裝機容量（交流側）×上一年度發布的該類電源年度發電利用小時數×上一年度發布的該類型電源競價上限×8%。保函有效期到期時間，不得早于申報投產時間（按申報投產次月1日開始計算）向后9個月。

（一）“該類型電源年度發電利用小時數”，首次按本細則第十一條規定在2025年度競價通知中發布。

（二）“該類型電源競價上限”，首次按本細則第十三條規定在2025年度競價通知中發布。

第三十四條【未按期投產處置（6個月內）】新能源項目全容量并網時間晚于申報投產時間次月1日但不超過6個月（含，按自然月計算）時，該項目申報投產次月1日至實際投產日期當月月底前覆蓋的機制電量自動失效、不滾動納入后續月份。

國網重慶市電力公司應根據延期天數每日扣除履約保函金額的5‰作為違約金。違約金在項目實際投產后，采用一次性扣除方式從履約保函中扣除，剩余履約保函資金返還新能源項目。

第三十五條【未按期投產處置（超過6個月）】全容量并網時間較申報投產時間次月1日晚于6個月以上時，該項目當次競價結果作廢，扣除全部履約保函金額，并取消其重慶最高層級控股公司未來三年內在我市所有項目的競價資格。

第三十六條【履約保函資金用途】扣除的履約保函資金納入系統運行費“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”，由全體工商業用戶分享。

第三十七條【特殊問題免責條款】因重大政策調整、自然災害等不可抗力因素變化導致的新能源項目全容量并網延期，提供重慶市能源局出具的證明文件，可免于取消后續競價資格以及扣除保函資金。

第三十八條【電網企業責任】國網重慶市電力公司應做好新能源項目并網保障工作，嚴格按照時間節點做好接網工程建設以及并網調試工作。

第三十九條【競價申報主體責任】競價申報主體應自覺維護競價秩序，嚴格遵守國家相關規定，真實填報和提供相關競價信息，依法合規參與新能源項目競價工作，不得實施操縱市場、串通報價及擾亂市場秩序、損害社會公共利益和其他經營主體合法權益的行為，申報主體涉嫌違法違規的，由相關部門依法依規處置，其重慶最高層級控股公司在我市的新能源項目禁止參加未來三年的競價。

第四十條【競價組織主體責任】競價組織主體及其相關工作人員要嚴守保密規定，嚴禁擅自對外泄露項目申報信息等內容。

第七章 附則

第四十一條【風險提示】機制電價競價由新能源項目自愿參與，因參與競價產生的邊際機組申報電量縮減、未按時投產履約保函資金扣減以及取消其重慶最高層級控股公司三年競價資格等風險由項目自行承擔。

第四十二條【執行時間】本實施細則自2025年9月1日起施行。

附件：1-1.新能源項目機制電價競價和預期投產承諾書

1-2.見索即付履約保函（參考模板）

1-3.新能源可持續發展價格結算機制差價協議（模板）

《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》起草說明

一、起草背景

2025年2月，國家發展改革委、國家能源局公開發布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱國家136號文），要求各省級價格主管部門會同能源主管部門、電力運行主管部門等制定具體落實方案，并于今年年底前出臺并實施。市發展改革委牽頭，按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的總體原則，對照國家136號文框架體系，具體條款結合我市實際進一步細化，形成本實施方案。

二、起草過程

市發展改革委按照國家有關要求，會同華中能源監管局、市經濟信息委、市能源局在對本市新能源充分調研基礎上，學習其他省市經驗，經反復研究論證形成初稿，并征求市級相關部門、區縣、相關企業意見，修改完善后形成了《重慶市新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》（以下簡稱《實施方案（征求意見稿）》）。

三、主要內容

《實施方案（征求意見稿）》共分為四個部分。第一部分主要為“改革目標及原則”，即堅持深化改革、堅持分類施策、堅持統籌協調、堅持安全穩定。第二部分為“推動新能源上網電價全面由市場形成”，結合全國統一電力市場建設要求和重慶電力市場建設實際，明確推動新能源上網電量全面進入電力市場、完善現貨市場交易和價格機制、完善中長期市場交易和價格機制、完善綠電綠證交易機制、完善輔助服務市場機制、建立發電側容量補償機制、建立發電機組成本調查制度等7個方面的任務。第三部分為“建立健全支持新能源高質量發展的制度機制”，主要明確了建立新能源可持續發展價格結算機制，存量和增量項目電量規模、機制電價和執行期限的確定方式，機制電量差價電費的結算方式，納入機制項目的退出規則等內容。第四部分為“保障措施”，提出強化組織落實和協同聯動、強化跟蹤監測和政策評估、強化政策宣貫和信息公開等3個方面保障措施。