重庆：新能源增量项目电价竞价、结算规则！

10月16日，重庆市发改委发布关于印发《重庆市新能源发电项目机制电价竞价实施细则》和《重庆市新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算方案》的通知。

文件明确，本实施细则涉及的新能源项目，是指2025年6月1日及以后全容量并网的集中式光伏发电、集中式风电、分布式光伏发电、分散式风电等风电、太阳能发电项目（以下简称“新能源项目”）。

新能源项目竞价申报主体为年度竞价通知发布之日前已全容量并网，和次年12月31日（含）前投产的，且未纳入过机制电价执行范围的项目。首次竞价申报主体为2025年6月1日至2026年12月31日（含）投产的新能源项目。

竞价电量总规模：2025年机制电价竞价规模与2025年5月31日前新能源非市场化比例适当衔接。2026年起，每年新增纳入机制的电量规模，根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。

竞价组织分类：初期区分风电和光伏发电两个发电类型组织竞价，条件成熟后不再区分。

竞价组织时间：竞价工作原则上于每年10月份组织，具体以年度竞价通知为准。

《重庆市新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算方案》指出，新能源机制电价差价费用以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。存量项目机制电价自2026年1月1日起执行。增量项目机制电价执行时间：参与机制电价竞价、入选当年已投产和申报投产时间在入选当年内的项目，机制电价自入选次年1月1日开始执行；参与机制电价竞价、申报投产时间在入选次年的项目，机制电价按项目申报投产时间的次月1日开始执行。

此外，文件指出，2025年12月31日前，未直接参与电力市场交易的新能源项目上网电量，按照重庆市燃煤发电基准价执行。

原文件如下：

关于印发《重庆市新能源发电项目机制电价竞价实施细则》和《重庆市新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算方案》的通知

渝发改价格〔2025〕1252号

各区县（自治县）发展改革委、经济信息委，两江新区市场监管局、重庆高新区改革发展局、万盛经开区发展改革局，国网重庆市电力公司、重庆市电力交易中心、三峡水利电力（集团）有限公司，各有关发电企业：

根据《关于印发〈重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案〉的通知》（渝发改价格〔2025〕1251号）等文件规定，市发展改革委、市经济信息委、市能源局、华中能源监管局研究制定了《重庆市新能源发电项目机制电价竞价实施细则》《重庆市新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算方案》，现印发给你们，请认真组织抓好落实。

重庆市发展和改革委员会重庆市经济和信息化委员会重庆市能源局国家能源局华中监管局2025年10月15日

重庆市新能源发电项目机制电价竞价实施细则

第一章 总则

第一条【制定依据】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）《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》等文件要求，为做好新能源增量项目竞价工作，制定本实施细则。

第二条【实施范围】本实施细则涉及的新能源项目，是指2025年6月1日及以后全容量并网的集中式光伏发电、集中式风电、分布式光伏发电、分散式风电等风电、太阳能发电项目（以下简称“新能源项目”）。

第三条【全容量并网认定方式】集中式新能源项目审批、核准或备案容量全部建成投运且与工程质量监督报告或发电业务许可证容量保持一致，即为全容量并网；并网时间以工程质量监督报告或发电业务许可证最后一台（次）机组并网时间为准。分布式新能源项目全容量并网规模须与项目审批、核准或备案容量一致，并网时间以电网企业营销系统中明确的并网时间为准。

第二章 竞价主体

第四条【竞价组织主体】新能源项目竞价工作由市发展改革委牵头，联合市经济信息委、市能源局、国网重庆电力成立专项工作组。国网重庆电力负责组织开展具体工作。

第五条【竞价申报主体】新能源项目竞价申报主体为年度竞价通知发布之日前已全容量并网，和次年12月31日（含）前投产的，且未纳入过机制电价执行范围的项目。

首次竞价申报主体为2025年6月1日至2026年12月31日（含）投产的新能源项目。

第六条【竞价申报主体条件】竞价申报主体应为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同的法人或自然人（仅户用分布式光伏项目）。

第七条【竞价申报主体资质要求】

（一）已投产集中式新能源项目：应提供政府相关部门出具的项目审批、核准或备案文件，营业执照，工程质量监督报告或发电业务许可证，新能源项目机制电价竞价和预期投产承诺书等材料。

（二）未投产集中式新能源项目，需纳入市发展改革委（市能源局）批准的专项规划或方案：应提供项目审批、核准或备案文件，营业执照，新能源项目机制电价竞价和预期投产承诺书等材料。

（三）已投产分布式新能源项目（含分散式风电和分布式光伏发电项目，下同）：应提供项目审批、核准或备案文件，购售电合同，新能源项目机制电价竞价和预期投产承诺书等材料。

（四）未投产分布式新能源项目：应提供项目审批、核准或备案文件，营业执照（非自然人项目）或居民身份证明（自然人项目），电网企业出具的接入系统答复意见（《现场勘查工作单》或《接入系统设计方案报告研究答复单》或《接入系统方案答复单》，新能源项目机制电价竞价和预期投产承诺书等材料。

第八条【竞价申报主体信用要求】竞价申报主体在竞价过程中应承诺满足以下条件，如有隐瞒将被强制退出竞价，当次入选结果无效，并取消未来三个年度的竞价资格：

（一）没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；

（二）没有处于被电力主管部门和电力监管部门确认禁止参与竞价范围和处罚期间的；

（三）近三年没有骗取中标或严重违约；

（四）没有在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。

第三章 竞价电量

第九条【竞价电量总规模】机制电价竞价规模在年度竞价通知中明确。2025年机制电价竞价规模与2025年5月31日前新能源非市场化比例适当衔接。2026年起，每年新增纳入机制的电量规模，根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。当年完成情况预计超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少，未完成的次年纳入机制的电量规模可适当增加。

第十条【竞价组织分类】初期区分风电和光伏发电两个发电类型组织竞价，条件成熟后不再区分。

第十一条【单个项目机制电量申报上限】

单个集中式项目机制电量申报上限=装机容量（交流侧）×该类型电源年度发电利用小时数×（1－厂用电率）×机制电量上限比例。

单个分布式项目机制电量申报上限=装机容量（交流侧）×该类型电源年度发电利用小时数×（1－最低自发自用电量比例）×机制电量上限比例。

（一）“最低自发自用电量比例”根据市级相关部门有关规定确定。无相关规定的项目，“最低自发自用电量比例”按0计算。

（二）“该类型电源年度发电利用小时数”，为全市该类型电源近三年平均发电利用小时数，考虑技术进步适当调整后确定，在年度竞价通知中发布。

（三）“厂用电率”，为全市该类型电源近三年平均厂用电率，在年度竞价通知中发布。

（四）“机制电量上限比例”，在年度竞价通知中发布。

第四章 竞价机制

第十二条【申报价格要求】申报价格单位为“元/千瓦时”，保留小数点后4位，含增值税。

第十三条【竞价上下限】竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，原则上不高于该类型电源上年度机制电价竞价结果。初期设置竞价下限，具体参考同期先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本等因素确定。竞价上下限在年度竞价通知中予以明确。

第十四条【申报充足率】设置申报充足率参数，价格出清前应开展申报充足率检测，当竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率要求时，竞价电量规模自动缩减，直至满足申报充足率要求。申报充足率在年度竞价通知中予以明确。

申报充足率=∑竞价主体申报电量/竞价电量总规模。

第十五条【价格出清机制】竞价采用边际出清方式确定出清价格，即将所有同类型竞价项目按其申报电价由低到高进行排序，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。

第十六条【边际机组处置方式】当只有一个项目按出清价格申报时，该项目纳入机制的电量按实际剩余机制电量出清（对应折算的机制电量比例四舍五入后取整数，下同）。当两个及以上项目按出清价格申报时，上述项目纳入机制的电量按项目申报电量占比分配剩余机制电量。

边际机组入选电量小于其申报电量的50%（含），取消最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。出清价格为申报价格下限时，该场次自动取消。

第十七条【机制电价执行期限】机制电价执行期限参照同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，暂按12年执行。

第十八条【机制电价起始时间】入选时已投产和申报投产时间在入选当年内的项目，机制电价自入选次年1月1日开始执行；申报投产时间在入选次年的项目，机制电价自项目投产的次月1日开始执行。

若项目晚于申报投产时间次月1日投产，次月1日至实际投产日期当月月底之间覆盖的机制电量自动失效。

第五章 竞价程序

第十九条【竞价组织时间】竞价工作原则上于每年10月份组织，具体以年度竞价通知为准。

第二十条【发布年度竞价通知】市发展改革委、市经济信息委、市能源局负责拟定并发布年度竞价通知，竞价通知主要包括：竞价电量规模、竞价申报主体、竞价组织分类、竞价价格上下限、机制电量执行期限、单个项目申报比例、申报充足率、项目年度发电利用小时数、厂用电率、监督联系方式、新能源项目机制电价竞价和预期投产承诺书（示范文本）、新能源可持续发展价格结算机制差价协议（示范文本）等内容。

第二十一条【发布年度竞价组织公告】年度竞价通知发布3个工作日内，国网重庆电力通过网上国网、新能源云、供电营业厅以及95598网站发布年度竞价组织公告。竞价组织公告除竞价通知相关内容外，还应包括：竞价平台（网址）、竞价时间安排、竞价组织程序、咨询电话等具体事项。

第二十二条【提交竞价资料】拟参与竞价的新能源项目应根据年度竞价组织公告要求，在7个工作日内填报基本信息、提交相关资质材料等。

第二十三条【审核竞价资料】国网重庆电力负责对新能源项目提交资料的完整性、合规性进行审核，资料审核未通过的，按年度竞价组织公告相关要求退回并限期修改，逾期未重新提交或提交后仍未通过审核的，取消竞价资格。

第二十四条【公示审核结果】项目申报资料审核结果由市发展改革委会同市经济信息委、市能源局确认后，国网重庆电力负责通过网上国网、新能源云平台对通过审核的项目名单进行公示，公示期为3个工作日。

第二十五条【申报电量电价】资料审核结果公示结束后2个工作日内，通过资料审核的项目在新能源云和网上国网填报竞价申报电量和电价。电量和电价在提交后自动封存，不再更改。

第二十六条【申报价格出清】国网重庆电力根据本实施细则第十四条、第十五条、第十六条规定进行价格出清。原则上在3个工作日内完成。

第二十七条【出清价格公示】价格出清结束后，国网重庆电力负责对出清的项目名称、项目类型、机制电量比例、机制电价标准等信息进行公示，公示期为3个工作日。竞价申报主体对公示结果有异议的，须在公示期内向市发展改革委提出，并提供相关证明材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。

第二十八条【公布竞价结果】公示期结束且各方无异议后，国网重庆电力将竞价结果报市发展改革委，由市发展改革委会同市经济信息委、市能源局发布竞价结果。

第二十九条【签订差价协议】新能源项目入选首年须按竞价入选电量规模与国网重庆电力签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》。

已投产新能源项目应在竞价结果公布7个工作日内、未投产新能源项目应在全容量并网前向国网重庆电力提交差价结算协议，逾期未提交的视为自愿退出新能源可持续发展价格结算机制。国网重庆电力应在提交后15个工作日内与新能源项目签订差价结算协议。

第三十条【未入选项目权利】当次竞价未入选项目可继续参与后续竞价，获得机制电量前可正常参与电力市场交易（含中长期交易等）。当次竞价入选公布的项目不可再次参与后续竞价活动。

第六章 保障机制

第三十一条【按期投产界定】新能源项目全容量并网时间在申报投产时间当月均视为按期投产。

第三十二条【未按期投产处置（6个月内）】新能源项目全容量并网时间晚于申报投产时间次月1日但不超过6个月（含，按自然月计算）时，该项目申报投产次月1日至实际投产日期当月月底前覆盖的机制电量自动失效、不滚动纳入后续月份。

第三十三条【未按期投产处置（超过6个月）】新能源项目全容量并网时间较申报投产时间次月1日晚于6个月以上时，该项目当次竞价结果作废，并取消该项目未来三个年度的竞价资格。相关信息作为竞价申报主体的信用记录，由“信用中国（重庆）”网站归集、公开并合规应用。

第三十四条【特殊问题免责条款】因重大政策调整、自然灾害等不可抗力因素变化导致的新能源项目全容量并网延期，提供重庆市能源局出具的证明文件，可继续参与后续竞价。

第三十五条【电网企业责任】国网重庆电力应做好新能源项目并网保障工作，严格按照时间节点做好接网工程建设以及并网调试工作。

第三十六条【竞价申报主体责任】竞价申报主体应自觉维护竞价秩序，严格遵守国家相关规定，真实填报和提供相关竞价资料及信息，依法合规参与新能源项目竞价工作，不得实施操纵市场、串通报价及扰乱市场秩序、损害社会公共利益和其他经营主体合法权益的行为，申报主体涉嫌违法违规或提交虚假资料的，一经发现，由相关部门依法依规处置，申报主体当次竞价结果作废，并取消该项目未来三个年度的竞价资格。

第三十七条【竞价组织主体责任】竞价组织主体及其相关工作人员要严守保密规定，严禁擅自对外泄露项目申报信息等内容。

第三十八条【风险提示】机制电价竞价由新能源项目自愿参与，因参与竞价产生的边际机组申报电量缩减、未按时投产等风险由项目自行承担。

第七章 附则

第三十九条【执行时间】本实施细则自印发之日起执行。

重庆市新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算方案

按照《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，以下简称“136号文”）《重庆市深化新能源上网电价市场化改革的实施方案》（以下简称“实施方案”）要求，为建立健全我市新能源差价结算机制，制定本方案。

一、职责分工

电网企业：负责组织开展新能源增量项目竞价工作；负责向电力交易机构提供相关基础数据，并根据交易机构提供的价格数据开展新能源机制电量差价结算；负责新能源项目的基础档案信息管理。

电力交易机构：负责向电网企业提供市场交易结算依据；负责向电网企业提供同类型项目月度实时市场节点加权均价。

新能源项目主体：负责向电网提供基础数据，并与电网企业签订差价结算协议。

二、结算原则

（一）结算周期

新能源机制电价差价费用以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。

（二）结算执行起始时间

存量项目机制电价自2026年1月1日起执行。

增量项目机制电价执行时间：参与机制电价竞价、入选当年已投产和申报投产时间在入选当年内的项目，机制电价自入选次年1月1日开始执行；参与机制电价竞价、申报投产时间在入选次年的项目，机制电价按项目申报投产时间的次月1日开始执行。新能源项目全容量并网时间晚于申报投产时间次月1日但不超过6个月（含）时，该项目申报投产次月1日至实际投产日期当月月底前覆盖的机制电量自动失效。

（三）结算电量与电价

执行机制电量差价结算机制的新能源项目需在《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》（以下简称“差价结算协议”）中明确新能源项目机制电量比例、机制电价水平，增量项目还需明确年度机制电量规模。

存量项目每月机制电量按实际上网电量与机制电量比例执行。

增量项目每月执行机制电量根据实际上网电量与机制电量比例确定。月度已执行机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月份电量不再执行机制电价，若年末累计未达到年度机制电量规模，不跨年滚动清算。

项目全容量投产不满一年的，本年度机制电量规模按照机制电价实际可执行月份等比例折算。

三、结算流程

（一）结算前数据准备

1．新能源项目分类认定

存量项目认定。存量项目指2025年6月1日以前全容量并网的新能源项目。存量集中式新能源项目审批、核准或备案容量全部建成投运且与工程质量监督报告或发电业务许可证容量保持一致，即为全容量并网；并网时间以工程质量监督报告或发电业务许可证最后一台（次）机组并网时间为准。存量分布式新能源项目全容量并网规模须与项目审批、核准或备案容量一致，并网时间以电网企业营销系统截至2025年5月31日数据为准。

由市能源局会同电网企业梳理集中式新能源、分散式风电存量项目清单，电网企业梳理分布式光伏发电存量项目清单，并由电网企业在首次竞价开始前统一进行公示。新能源项目如有异议，须在5个工作日内向电网企业反馈。

增量项目认定。增量项目指2025年6月1日起全容量并网的新能源项目。集中式新能源项目审批、核准或备案容量全部建成且与工程质量监督报告或发电业务许可证容量保持一致，即为全容量并网；并网时间以工程质量监督报告或发电业务许可证最后一台（次）机组并网时间为准。分布式新能源项目全容量并网规模须与项目审批、核准或备案容量一致，并网时间以电网企业营销系统中明确的并网时间为准。

2．结算档案管理

存量项目。2025年12月31日前，电网企业根据存量项目清单将机制电价、比例、执行期限等信息同步更新至发电户结算档案。

增量项目。差价结算协议签订后5个工作日内，电网企业根据竞价结果及差价结算协议签订情况，将机制电量比例、机制电价、年度机制电量规模、执行期限等信息更新至发电户结算档案。

3．差价结算协议签订

协议签订规范。新能源项目应当在规定时间内与电网企业签订差价结算协议。

协议签订要求。存量项目应于2025年11月底前与电网企业完成差价结算协议签订。存量分布式新能源项目首次逾期未签订差价结算协议的，机制电量比例默认按100%执行；存量集中式新能源项目首次逾期未签订的，视为自愿退出机制电量。

已投产的增量新能源项目应在竞价结果公布7个工作日内、未投产的增量新能源项目应在全容量并网前按竞价入选的年度电量规模和机制电量比例向电网企业提交差价结算协议，逾期未提交的视为自愿退出新能源可持续发展价格结算机制。电网企业应在提交后15个工作日内与新能源项目签订差价结算协议。

协议签订方式。集中式项目原则上通过新能源云平台签约，分布式项目原则上通过网上国网签约，暂不具备条件时，可以选择线下纸质合同签约，纸质合同与电子合同具备同等效力。

协议变更。执行机制电价的新能源项目企业发生名称变更、法人变更等应主动告知电网企业并及时重新签订差价结算协议，变更后的新能源项目承接变更前项目的机制电量、机制电价、执行期限、实际已累计结算机制电量、履约考核责任等；每年10月底前，可向电网企业申请调减次年年度机制电量规模和机制电量比例，调整后的年度机制电量规模和机制电量比例不得高于上一年水平。

（二）月度结算

自2026年1月1日起，每月第1个工作日内，电网企业向电力交易机构推送上月实时市场同类型项目价格计算的基础数据；每月10日前，电力交易机构向电网企业推送上月同类型项目月度实时市场节点加权均价，电网企业按照以下公式开展机制电量差价费用计算。

新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用＝实际上网电量×机制电量比例×（机制电价－同类型项目月度实时市场节点加权均价）。

初期，新能源项目类型暂分为风电和光伏发电两类，同类型项目月度实时市场节点加权均价分别根据该类型项目的实时市场节点价格及其分时上网电量加权计算得到。

（三）退补管理

由于历史电量计量故障等原因需要进行电费退补调整的，差错电量纳入退补月上网电量计算差价结算费用。

四、其他事项

（一）2025年6月1日至2025年12月31日结算方式

2025年12月31日前，未直接参与电力市场交易的新能源项目上网电量，按照重庆市燃煤发电基准价执行。

（二）退出机制电价

已纳入机制的新能源项目，在执行期限内可向电网企业申请自愿退出机制电价。新能源项目申请退出机制电价后，次月生效，后续不再纳入机制执行范围。

已纳入机制的新能源项目，执行期限到期后，次月不再纳入机制电价。

（三）调试期结算电价

新建（包括扩建、改建）新能源项目（机组）调试运行期上网电量，结算电价按照《发电机组进入及退出商业运营办法》（国能发监管规〔2023〕48号）文件、《华中区域发电机组进入及退出商业运营实施细则》（华中监能市场〔2023〕171号）文件规定执行。

本方案自印发之日起执行。

来源：重庆市发展和改革委员会