日前，廣東電力交易中心印發《廣東新能源增量項目可持續發展價格結算機制競價規則(征求意見稿)》、《廣東省新能源發電項目可持續發展價格結算機制差價結算規則(征求意見稿)》以及《廣東新能源參與電力市場交易細則(征求意見稿)》。

其中《廣東新能源增量項目可持續發展價格結算機制競價規則(征求意見稿)》明確，每年底組織已投產及次年投產的新能源項目競價交易，2025年中期組織開展首次競價交易。

文件指出，每年新增納入機制的電量規模由廣東省發展改革委、廣東省能源局確定，并在競價前予以公布。

機制電量申報比例上限與存量項目機制電量比例街接，且不高于90%;對于競價周期內已成交的中長期交易電量、綠電電量，相應調減競價申報比例上限。機制電價申報上下限按照《實施方案》規定執行。

文件指出，采用集中競價的方式開展競價交易。根據新能源項目的申報電量比例，按照近三年同類型歷史小時數、項目容量計算新能源項目申報比例對應的電量絕對值。將電量絕對值按新能源項目報價從低到高進行排序，價格相同時，按照申報時間優先方式確定排序，直至滿足競價總規模，競價總規模內的新能源項目全部成交。成交的最后一個項目申報比例全額成交。本次競價交易的所有入選項目機制電價按入選項目的最高報價確定，機制電量比例為申報的機制電量比例。未入選新能源項目可繼續參與后續競價交易。

其中，增量項目機制電價的執行期限為海上風電項目14年、其他新能源項目12年，到期后不再執行機制電價。增量項目參與競價成功后，未投產項目的執行起始時間按照競價時申報的投產時間確定;已投產項目按照入選時間確定。

《廣東省新能源發電項目可持續發展價格結算機制差價結算規則(征求意見稿)》指出，執行機制電量差價結算機制的新能源項目需在合同中明確新能源項目機制電量比例及機制電價水平來源。其中，存量項目的機制電價和機制電量比例按照《廣東省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實施方案》(以下簡稱“方案”)執行。增量項目的機制電價按照電力交易機構提供的競價結果并結合執行期限執行。機制電量比例按方案或電力交易機構提供的競價結果、以及新能源項目申請調整的結果取小執行。

月度發電側實時市場電源加權平均價格分為海上風電、其他風電和光伏三類，分別根據該類型所有新能源項目(包括報量報價參與交易、通過虛擬電廠聚合參與交易以及接受市場價格新能源項目)所在節點的實時市場價格及其分時上網電量加權計算得到，由電力交易機構每月8日向電網企業提供。

對于月度結算，每月7日，電網企業向電力交易機構推送實時市場同類型電源加權平均價格計算的基礎數據;每月8日，電力交易機構向電網企業推送月度發電側實時市場同類型電源加權平均價格，電網企業對納入機制的電量的新能源項目按如下公式開展機制電量差價費用計算:

2025年機制電量=min(上網電量-綠電交易結算電量，上網電量x機制電量比例);其中綠電交易結算電量由電力交易機構按市場規則要求計算并按時限推送至電網企業。

2026年及以后機制電量=上網電量x機制電量比例;

機制電量差價電費=機制電量x(機制電價-月度發電側實時市場同類型電源加權平均價格)。

文件提到，每年10月份，新能源項目主體可通過線上渠道向電網企業申請機制電量比例調減。

已納入機制的新能源項目，在執行期限內新能源項目主體可通過線上渠道向電網企業申請自愿退出機制電價。新能源項目申請退出機制電價后，后續不再納入機制執行范圍。

已納入機制的新能源項目，執行期限到期后，次月不再納入機制電價。對于實際容量超出核準或備案容量一定范圍的項目，導致實際發電利用小時數明顯超出或低于合理水平的項目，經履行公示手續后，次年起該項目不再納入機制。

《廣東新能源參與電力市場交易細則(征求意見稿)》提到，新能源參與電力市場方式分為：報量報價參與現貨市場，需具備接收并執行電力調度機構的有功功率控制指令和發電計劃曲線等能力。此時，可同時參與電能量中長期交易。220kV及以上電壓等級的中調及以上新能源場站全部報量報價參與現貨市場;有序推動滿足技術條件的110kV電壓等級的集中式新能源場站報量報價參與現貨市場,加快技術改造,2025年底前實現全部110kV電壓等級的集中式新能源場報量報價參與現貨市場。

聚合為發電類虛擬電廠報量報價參與現貨市場，相關準入要求按照《廣東省虛擬電廠運營管理實施細則》《廣東省虛擬電廠參與電能量交易實施細則》執行。

此時，可同時參與電能量中長期交易。作為價格接受者參與現貨市場。此時，不能參與電能量中長期交易。