文件強調不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
其中，《青海省電源側容量補償機制暫行辦法》提出：各類電源實行統一的容量補償標準，適時有序建立獨立新型儲能、抽水蓄能、光熱發電、水電等市場化發電機組容量補償機制。
存量項目
機制電量
扶貧、特許經營權、“金太陽”、分布式光伏、分散式風電、光熱發電上網電量全額納入機制電量范圍。
光伏應用“領跑者”項目按照年發電利用小時數1500小時納入機制電量范圍。
2021年1月1日以后投產的平價光伏項目按裝機容量等比例分配36億千瓦時機制電量；平價風電項目按裝機容量等比例分配5.1億千瓦時機制電量。
存量機制電量項目清單由省能源局會同省發展改革委確定。
機制電價
扶貧、特許經營權、光伏應用“領跑者”、分散式風電、平價項目機制電價水平按照青海省新能源補貼基準價0.2277元/千瓦時執行；
“金太陽”項目按照青海省脫硫燃煤機組標桿電價0.3127元/千瓦時執行；分布式光伏、光熱項目按照現行價格政策執行。
執行期限
扶貧、特許經營權、光伏應用“領跑者”、“金太陽”、分布式光伏、分散式風電項目，按照政策開始執行時剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與投產滿20年對應年份兩者較早者確定。平價項目按照投產滿12年確定。執行期限到期后，新能源項目對應的機制電量規模自動從全省機制電量規模移出。
風電、光伏項目全生命周期合理利用小時數分別為36000小時（風電四類資源區）、32000小時（光伏一類資源區）、26000小時（光伏二類資源區）。其中國家確定的光伏“領跑者”基地項目全生命周期合理利用小時數在上述基礎上增加10%，即35200小時（光伏一類資源區）。
增量項目
電量規模
首年競價電量規模根據2025年6月1日起至2025年12月31日全容量投產的新能源項目上網電量規模與現有新能源非市場化比例確定。上網電量參照上年度同資源區風電、太陽能平均發電利用小時數，并扣除廠用電量計算得出。現有新能源非市場化比例，與2024年具有保障性質的新能源電量規模占2024年省內新能源上網電量規模的比例適當銜接。
后續年份電量規模綜合年度非水可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力和支持新能源發展需要等因素確定。
組織分類
現階段按技術類型分別設置機制電量規模，分別組織競價。單一類別競價主體較集中或整體規模較小缺乏有效競爭時，不再分類組織，合并統一競價。后期逐步合并為統一組織競價，不再區分技術類型。
申報上限
集中式單個項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側)×該電源類型年度發電利用小時數×（1-廠用電率）×上限比例。
分布式（分散式）項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側)×(1-年度自發自用電量占發電量的比例)×該電源類型年度發電利用小時數×上限比例。
“該電源類型年度發電利用小時數”、“廠用電率”參考同類型電源近三年全省平均值，“年度自發自用電量占發電量的比例”參考同類型典型電站自發自用比例，“上限比例”考慮引導經營主體理性報量報價因素確定。以上參數在每年競價通知中發布。
分散式風電、分布式光伏競價代理商可申報機制電量上限為所代理每個項目的可申報機制電量上限之和。同場次，同一分散式、分布式項目主體只可選擇一家代理商作為其競價代理機構。
競價區間
競價上限根據同類型電源合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期為避免無序競爭設定競價下限，具體參考同類型電源發電成本、支持新能源發展需要等因素確定。競價上下限在每年競價通知中發布。
競價時間
2025年競價工作不遲于11月底組織。自2026年起，競價工作原則上不遲于當年10月底組織。
原文如下：
為加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，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的通知》(發改價格〔2025〕136號)工作要求，結合省情實際，省發展改革委牽頭起草了《青海省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》，在征求相關部門、電網企業及各發電企業意見建議的基礎上已作了修改完善，現面向全社會公開征求意見，歡迎社會各界踴躍參與，積極建言獻策。根據國家發展改革委工作時序要求，此次公開征求意見自2025年9月8日起，至9月12日結束。相關意見建議，請于9月12日18時前通過電子郵件方式反饋我委(價格管理處)。
聯系人:趙明奇 聯系方式:0971-6305741 電子郵箱:[email protected]
青海省發展和改革委員會
2025年9月8日
