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9月8日，青海省发展和改革委员会就《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》公开征求意见，并随公告发布4份细则文件：青海省新能源可持续发展价格结算机制细则、青海省新能源存量项目机制电价实施细则、青海省新能源增量项目机制电价竞价细则、青海省电源侧容量补偿机制暂行办法。
文件强调不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
其中，《青海省电源侧容量补偿机制暂行办法》提出：各类电源实行统一的容量补偿标准，适时有序建立独立新型储能、抽水蓄能、光热发电、水电等市场化发电机组容量补偿机制。
存量项目
机制电量
扶贫、特许经营权、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电、光热发电上网电量全额纳入机制电量范围。
光伏应用“领跑者”项目按照年发电利用小时数1500小时纳入机制电量范围。
2021年1月1日以后投产的平价光伏项目按装机容量等比例分配36亿千瓦时机制电量；平价风电项目按装机容量等比例分配5.1亿千瓦时机制电量。
存量机制电量项目清单由省能源局会同省发展改革委确定。
机制电价
扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、分散式风电、平价项目机制电价水平按照青海省新能源补贴基准价0.2277元/千瓦时执行；
“金太阳”项目按照青海省脱硫燃煤机组标杆电价0.3127元/千瓦时执行；分布式光伏、光热项目按照现行价格政策执行。
执行期限
扶贫、特许经营权、光伏应用“领跑者”、“金太阳”、分布式光伏、分散式风电项目，按照政策开始执行时剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定。平价项目按照投产满12年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模移出。
风电、光伏项目全生命周期合理利用小时数分别为36000小时（风电四类资源区）、32000小时（光伏一类资源区）、26000小时（光伏二类资源区）。其中国家确定的光伏“领跑者”基地项目全生命周期合理利用小时数在上述基础上增加10%，即35200小时（光伏一类资源区）。
增量项目
电量规模
首年竞价电量规模根据2025年6月1日起至2025年12月31日全容量投产的新能源项目上网电量规模与现有新能源非市场化比例确定。上网电量参照上年度同资源区风电、太阳能平均发电利用小时数，并扣除厂用电量计算得出。现有新能源非市场化比例，与2024年具有保障性质的新能源电量规模占2024年省内新能源上网电量规模的比例适当衔接。
后续年份电量规模综合年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力和支持新能源发展需要等因素确定。
组织分类
现阶段按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时，不再分类组织，合并统一竞价。后期逐步合并为统一组织竞价，不再区分技术类型。
申报上限
集中式单个项目机制电量申报上限=装机容量(交流侧)×该电源类型年度发电利用小时数×（1-厂用电率）×上限比例。
分布式（分散式）项目机制电量申报上限=装机容量(交流侧)×(1-年度自发自用电量占发电量的比例)×该电源类型年度发电利用小时数×上限比例。
“该电源类型年度发电利用小时数”、“厂用电率”参考同类型电源近三年全省平均值，“年度自发自用电量占发电量的比例”参考同类型典型电站自发自用比例，“上限比例”考虑引导经营主体理性报量报价因素确定。以上参数在每年竞价通知中发布。
分散式风电、分布式光伏竞价代理商可申报机制电量上限为所代理每个项目的可申报机制电量上限之和。同场次，同一分散式、分布式项目主体只可选择一家代理商作为其竞价代理机构。
竞价区间
竞价上限根据同类型电源合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争设定竞价下限，具体参考同类型电源发电成本、支持新能源发展需要等因素确定。竞价上下限在每年竞价通知中发布。
竞价时间
2025年竞价工作不迟于11月底组织。自2026年起，竞价工作原则上不迟于当年10月底组织。
原文如下：
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，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的通知》(发改价格〔2025〕136号)工作要求，结合省情实际，省发展改革委牵头起草了《青海省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，在征求相关部门、电网企业及各发电企业意见建议的基础上已作了修改完善，现面向全社会公开征求意见，欢迎社会各界踊跃参与，积极建言献策。根据国家发展改革委工作时序要求，此次公开征求意见自2025年9月8日起，至9月12日结束。相关意见建议，请于9月12日18时前通过电子邮件方式反馈我委(价格管理处)。
联系人:赵明奇 联系方式:0971-6305741 电子邮箱:qhsfgwjgc@163.com
青海省发展和改革委员会
2025年9月8日
