（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，12月3日，贵州省发展和改革委员会、贵州省能源局发布关于印发《贵州省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》的通知。

存量项目

项目范围：2025年6月1日（不含）以前投产且未参与中长期交易的新能源项目。集中式风电、集中式光伏和分散式风电由省级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日起至本方案实施前，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：妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，接网电压等级110千伏以下项目机制电量比例为上网电量的100%，110千伏及以上项目机制电量比例为上网电量的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。

竞价上下限：竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定下限。

机制电价：执行贵州省燃煤发电基准价0.3515元/千瓦时。

执行期限：项目投产满20年后，不再执行机制电价。

增量项目

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，具体规模在细则中予以明确。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、绿电电量，相应调减竞价申报比例上限。

机制电价：风光项目上限0.3515元/kWh，风电项目下限0.19元/kWh，光伏项目下限0.25元/kWh。

执行期限：增量新能源项目执行期限12年。

文件指出为推动新能源上网电价全面由市场形成，完善现货市场交易和价格机制，新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。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现货市场结算。合理设定现货市场限价，适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑省内工商业用户峰段电价上浮20%、市场电源发电成本等因素确定，申报、出清价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，后续根据市场运行情况适时调整;

新能源项目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机制电价的部分，由电网企业按月开展差价结算，结算费用纳入系统运行费初期不再开展其他形式的差价结算。就近消纳项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

原文如下：