1月5日，廣西壯族自治區發改委、自治區能源局聯合發布關于《廣西壯族自治區新能源項目機制電量結算細則（試行）》的批復。文件提出，全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目的機制電價參考廣西現行平均燃煤發電基準價0.4207元/千瓦時（含稅，下同）執行，2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目按照競爭性配置相關文件明確的上網電價執行。新能源增量項目機制電價通過競價形成。

納入新能源可持續發展價格結算機制的2025年6月1日以前全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目，已發電利用小時數達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，次月1日起不再執行機制電價；2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目項目投產滿20年后，次月1日起不再執行機制電價。

增量項目機制電價執行期限為12年，執行期限精確到月，當月到期后，次月退出。入選時已投產的項目，原則上以入選時間的次月1日為執行起始時間；入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間的次月1日為執行起始時間；如實際投產時間晚于申報投產時間，實際投產前覆蓋機制電量自動失效，執行期限不順延。

此外，機制電量不重復獲得綠證收益，對應的綠證統一劃轉至省級專用綠證賬戶。綠電交易電量對應的綠證，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。

全文如下：

廣西壯族自治區發展和改革委員會 廣西壯族自治區能源局關于《廣西壯族自治區新能源項目機制電量結算細則（試行）》的批復

廣西電網有限責任公司：

你公司《關于報送廣西壯族自治區新能源項目機制電量結算細則（試行）編制情況的函》收悉。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）要求，經認真研究，現批復如下：

一、原則同意你公司按《廣西壯族自治區新能源項目機制電量結算細則（試行）》開展新能源項目機制電量結算工作。

二、嚴格執行國家發展改革委、國家能源局有關要求，建立和完善相關制度，確保新能源項目機制電量結算工作公平、公正、高效開展。

三、執行中如有問題，及時報告自治區發展改革委、能源局。

附件：《廣西壯族自治區新能源項目機制電量結算細則（試行）》

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發展和改革委員會 ???????????????能 ??源??局

2026年1月5日

（此件公開發布）

廣西壯族自治區新能源項目機制電量結算細則（試行）

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）要求，結合《廣西壯族自治區深化新能源上網電價市場化改革實施方案》（以下簡稱《實施方案》），為做好我區新能源項目機制電量結算工作，確保結算公平、公正、高效，制定本細則。

第二條  【實施范圍】本細則所稱新能源項目，是指風電、太陽能發電項目，適用于《實施方案》明確的納入新能源可持續發展價格結算機制的項目。區分存量項目和增量項目，在市場外建立差價結算的新能源可持續發展價格結算機制，由電網企業按規定對納入機制的新能源電量規模（以下簡稱機制電量）按機制電價開展差價結算，結算費用納入系統運行費由各電網企業（包括具有供電類電力業務許可證的省級電網、地方電網以及增量配電網）供電營業區域內的全體工商業用戶分攤或分享。電網企業按市場規則對未在電力交易機構注冊的新能源項目開展電能量電費結算工作。

第三條  【職責分工】

（一）自治區發展改革委負責我區新能源項目機制電量結算管理工作。

（二）各電網企業負責供電營業區域內新能源項目的基礎檔案信息管理，對納入新能源可持續發展價格結算機制的新能源項目，開展購售電合同簽訂、機制電量差價結算、數據歸集及執行結果報送等工作。地方電網、增量配電網供電營業區域內新能源項目具備上網電量全電量進入市場條件后，應按規定與廣西電網公司開展數據交互，配合完成躉售（網間）結算工作。

（三）廣西電力交易中心（以下簡稱交易中心)負責開展新能源增量項目競價、提供用于機制電價差價費用結算的市場交易均價、加強相關信息披露和結果公示等工作。

（四）電力調度機構（以下簡稱調度機構）負責收集檢查其調管區域內10千伏及以上新能源項目并網時間支撐材料,提交能源主管部門進行全容量并網時間認定。新能源項目全容量并網時間經能源主管部門認定后，調度機構應將該信息同步提供給電網企業。

（五）新能源項目按規定提供相關資料，及時與電網企業簽訂購售電合同，負責核對確認電網企業出具的包括差價結算費用在內的電費結算單，配合開展結算工作。

第二章  結算前數據準備

第四條  【新能源存量和增量項目認定】

（一）存量項目認定。存量項目清單由自治區能源局會同有關單位審核確認并公示，抄送自治區發展改革委。

（二）增量項目認定。原則上為2025年6月1日起投產的新能源項目，除已認定為存量項目以外的新能源項目視為增量項目。

第五條  【核準（備案）容量調整要求】2025年6月1日以前（不含6月1日，下同）未能實現全容量投產的新能源項目，若項目單位決定終止原核準（備案）容量內剩余未并網部分的建設計劃，可向屬地能源主管部門申請變更核準（備案）容量，經審批后按實際投產容量納入存量項目管理。

第六條  【結算檔案管理】

（一）存量項目。電網企業根據存量項目清單將機制電價、機制電量比例、執行期限等信息同步更新至新能源項目對應的結算單元檔案，新能源主體可通過電網企業的網上營業廳、南網在線APP等渠道查詢有關信息。

（二）增量項目。自治區發展改革委公布競價結果后3個工作日內，交易中心向電網企業推送競價結果，電網企業根據交易中心推送的競價結果將機制電價、機制電量比例、執行期限等信息同步更新至新能源項目對應的結算單元檔案，新能源主體可通過電網企業的網上營業廳、南網在線APP等渠道查詢有關信息。

（三）確保項目與結算單元對應。增量項目原則上應一一對應；存量項目與結算單元存在“一對多”“多對一”的檔案，電網企業應與新能源項目業主協商按照一一對應的原則完善系統檔案。電網企業應當根據新能源項目機制電量結算要求的最小結算單元，安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。多個新能源項目共用計量點且無法拆分，按照額定容量比例計算各新能源項目的上網電量。新能源項目暫無法實現獨立裝表計量的，電網企業應與新能源項目業主協商一致后，在購售電合同中明確新能源項目不同類型上網電量的分配方式。

第七條  【購售電合同簽訂】電網企業負責修編購售電合同標準文本，補充完善差價結算相關條款。已簽訂購售電合同的新能源項目采用“告知＋重簽”的方式，電網企業應通過線上、線下等多種方式做好差價結算條款的告知工作，并適時組織重簽購售電合同。新能源主體應配合電網企業及時重簽購售電合同，在完成重簽前原購售電合同的價格條款按照《實施方案》及本細則有關條款執行，其他合同條款保持有效。含差價結算相關條款的購售電合同原則上每年一簽，執行期限屆滿前，若雙方無異議，到期后自動延期1年，延期次數依據機制電價執行期限和是否自愿退出全部機制電量確定。若任何一方存有異議，應在合同期限屆滿前30日書面通知對方，在協議期限屆滿前進行協商，并重新簽訂協議。

第三章  差價費用結算

第八條  【差價結算機制】機制電量采用“事前確定機制電量比例，事后根據實際上網電量形成”的方式確定。電網企業根據新能源項目每月實際發電量、上網電量、跨省跨區外送交易電量與納入機制的電量比例等，計算每月實際執行差價結算的機制電量并開展差價結算。

（一）機制電量單位為“兆瓦時”，計算結果四舍五入保留小數點后3位；若計算結果為負值，月度機制電量按0取值。

（二）差價電費單位為“元”，計算結果四舍五入保留小數點后2位。

（三）機制電量結算原則上以每個自然月為結算周期。

（四）交易中心應于每月1日前向電網企業提供新能源項目上月跨省跨區外送交易電量。

（五）電網企業應優化新能源電費結算賬單，增加機制電量差價結算電費結算科目，實現差價電費單獨歸集、單獨反映。

（六）電網企業應按月預測、滾動清算新能源機制電量差價結算電費，根據機制電量、機制電價、差價結算電費、工商業用戶電量規模等測算和清算差價結算電費，納入系統運行費用疏導。

（七）電網企業應建立完善的數據采集和管理系統，確保數據安全、準確。新能源項目應保存發電數據及相關資料，以備核查。

（八）電網企業應在每個季度結束次月20日前將新能源項目機制電量差價結算電費結算情況報告自治區發展改革委，抄送自治區能源局。

第九條  【機制電量計算方式】

（一）存量項目、全電量上網增量項目的機制電量計算方式：每月實際執行的機制電量=（每月實際上網電量－跨省跨區外送交易電量）×該新能源項目機制電量比例。

（二）增量項目（余電上網項目）機制電量計算方式：每月實際執行的機制電量=（每月實際發電量－跨省跨區外送交易電量）×該新能源項目機制電量比例－（每月實際發電量－每月實際上網電量）。

第十條  【差價電費計算方式】機制電量差價電費=機制電量×（機制電價－市場交易均價）。市場交易均價指月度發電側實時市場同類項目節點加權平均價格，分為海上風電、其他風電和光伏發電三類，由交易中心每月第2個自然日前向電網企業提供上月數據。市場交易均價發布后不因事后市場出清價格、電量變更進行調整或重算。

現階段，地方電網、增量配電網市場交易均價暫按廣西電力市場月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定。

第十一條  【差價電費追退補管理】由于歷史發用電量計量故障等原因需要進行電費退補調整的，由電網企業根據與新能源項目業主按照購售電合同約定條款共同確認的差錯電量，以及差錯當月的月度發電側實時市場同類項目節點加權平均價格，開展差價電費追退補工作，并在下一結算周期進行清算。

第十二條  【電費結算爭議處理】電費結算過程中出現的爭議，由當地價格主管部門協調解決，協商未果的可提請自治區發展改革委調解。

第四章  執行期限、機制電量規模調減與退出

第十三條  【機制電價】全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目參考廣西現行平均燃煤發電基準價0.4207元/千瓦時（含稅，下同）執行，2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目按照競爭性配置相關文件明確的上網電價執行。新能源增量項目機制電價通過競價形成。

第十四條  【執行期限】

（一）存量項目

納入新能源可持續發展價格結算機制的2025年6月1日以前全容量投產的分布式新能源項目、扶貧光伏項目，已發電利用小時數達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，次月1日起不再執行機制電價；2025年6月1日以前已開展競爭性配置的海上風電項目項目投產滿20年后，次月1日起不再執行機制電價。具體按以下方式認定：

1.已發電利用小時數=累計總發電量÷項目備案容量；

2.項目投產時間從項目首次并網時間開始計算。

（二）增量項目

1.增量項目機制電價執行期限為12年，執行期限精確到月，當月到期后，次月退出。入選時已投產的項目，原則上以入選時間的次月1日為執行起始時間；入選時未投產的項目，以項目申報的投產時間的次月1日為執行起始時間；如實際投產時間晚于申報投產時間，實際投產前覆蓋機制電量自動失效，執行期限不順延。

2.調度機構應于每月1日前向電網企業提供上月已投產的10千伏及以上新能源項目的投產時間，即全容量并網時間。

第十五條  【機制電量比例調減】每年9月1日至10月31日，在執行期限內的新能源項目業主，可自愿通過電網企業公布的渠道向電網企業申請調整下一年度執行差價結算機制的電量比例（電量比例為基本單位比例1%的整數倍），逾期不再受理，調整后的比例不得高于上年比例，并及時與電網企業重新簽訂購售電合同，自次年1月1日0時起執行調整后的機制電量比例。

第十六條  【退出機制】在執行期限內的新能源項目，新能源項目業主可于每月5日前，通過電網企業公布的渠道向電網企業申請自愿退出，及時與電網企業重新簽訂購售電合同，自申請退出的次月1日0時起不再按本細則開展差價結算。執行期限到期的新能源項目，自到期的次月1日0時起不再按本細則開展差價結算。新能源項目機制執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

第五章  政策協同

第十七條  【綠電政策協同】機制電量不重復獲得綠證收益，對應的綠證統一劃轉至省級專用綠證賬戶。綠電交易電量對應的綠證，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。

第十八條  【補貼政策協同】享有國家財政補貼的新能源項目實行價補分離，補貼標準按照原有規定執行。

第十九條  【監管政策協同】各級價格主管部門要積極會同當地有關監管部門，加強對本地區新能源項目機制電量差價結算工作的日常監督。國家能源局南方監管局和自治區能源局會同有關部門對機制執行情況開展定期督查，依法處理違規行為。

第六章  附  則

第二十條  【實施時間】自印發之日起實施，試行期1年，到期未修訂前繼續執行。國家政策如有調整，從其規定。