2026年1月28日，河南省發(fā)改委關于印發(fā)《河南省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知。
通知指出，全省新能源(風電、光伏，下同)上網電量2026年1月1日起原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與市場交易，也可接受市場形成價格。其中，分布式新能源項目可選擇直接或由代理機構代理參與市場交易，現階段，代理機構應具備售電公司資質。新能源項目參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。適時推動生物質發(fā)電等電源參與市場交易。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行，不納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施范圍。享受財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。
存量項目
1.存量項目認定。風電、集中式光伏：按照核準(備案)裝機容量(指交流側，下同)全容量建成并網、電力業(yè)務許可證登記的最后一臺機組投產日期在2025年6月1日前的項目。其中，豁免電力業(yè)務許可證的項目，投產日期以電網調度機構認定的首次并網時間為準。
分布式光伏：并網日期在2025年6月1日前的項目。其中，實際并網容量小于備案裝機容量的項目，項目并網容量以實際并網容量為準，不得再以同一備案增加并網容量。
2.機制電量。扶貧光伏、公共電網連接點為380伏及以下并網的低壓分布式光伏項目：全部上網電量納入機制電量。
風電、集中式光伏、公共電網連接點為10(6)千伏及以上并網的分布式光伏項目：機制電量比例為80%，單個項目機制電量規(guī)模=項目并網容量×年利用小時數×(1—廠用電率)×項目機制電量比例。其中，年利用小時數、廠用電率按2022—2024年同類項目(風電、光伏，下同)年均值確定，分布式光伏項目廠用電率按0確定。
公共電網連接點為10(6)千伏及以上并網的分布式光伏項目于2025年6月1日后變更接入電壓等級至380伏及以下的，仍按照10(6)千伏及以上并網的分布式光伏項目認定。
3.機制電價。按河南省現行燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。
4.執(zhí)行期限。按剩余全生命周期合理利用小時數折算對應年限與投產滿20年較早者確定。
增量項目
增量項目可自愿通過參與競價獲取機制電量、機制電價。競價應設定申報充足率、申報價格上限，初期為避免無序競爭可設定申報價格下限。單個項目參與競價可申報的機制電量原則上低于其全部上網電量，同一競價場次入選的同類項目執(zhí)行相同的機制電價和期限。競價入選項目不得再次參與后續(xù)競價，未入選項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。
競價工作依據《河南省新能源增量項目機制電價競價細則》開展，原則上按年度組織，每次競價機制電量總規(guī)模、申報價格上下限、單個項目申報機制電量比例、申報充足率、執(zhí)行期限等有關信息通過競價公告發(fā)布。
原文見下：
河南省發(fā)展和改革委員會
關于印發(fā)《河南省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知
豫發(fā)改價管〔2025〕902號
各省轄市、濟源示范區(qū)、航空港區(qū)發(fā)展改革委（發(fā)改統(tǒng)計局、發(fā)展統(tǒng)計局），國網河南省電力公司，河南電力交易中心，有關發(fā)電企業(yè)：
現將《河南省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》印發(fā)給你們，請認真貫徹執(zhí)行。
河南省發(fā)展和改革委員會
2025年12月9日
河南省深化新能源上網電價市場化改革實施方案
為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發(fā)展，按照《國家發(fā)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(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）等文件精神，結合河南省實際，制定本實施方案。
一、推動新能源上網電價全面由市場形成
全省新能源（風電、光伏，下同）上網電量2026年1月1日起原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與市場交易，也可接受市場形成價格。其中，分布式新能源項目可選擇直接或由代理機構代理參與市場交易，現階段，代理機構應具備售電公司資質。新能源項目參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。適時推動生物質發(fā)電等電源參與市場交易。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行，不納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施范圍。享受財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。
二、建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制
新能源參與電力市場交易后，在市場外配套建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，區(qū)分存量和增量分類施策，存量項目保障現行收益水平基本穩(wěn)定、增量項目取得合理收益，實現新老政策妥善銜接，推動改革平穩(wěn)實施。
（一）存量項目。2025年6月1日前（不含，下同）投產的新能源項目。
1.存量項目認定。風電、集中式光伏：按照核準（備案）裝機容量（指交流側，下同）全容量建成并網、電力業(yè)務許可證登記的最后一臺機組投產日期在2025年6月1日前的項目。其中，豁免電力業(yè)務許可證的項目，投產日期以電網調度機構認定的首次并網時間為準。
分布式光伏：并網日期在2025年6月1日前的項目。其中，實際并網容量小于備案裝機容量的項目，項目并網容量以實際并網容量為準，不得再以同一備案增加并網容量。
2.機制電量。扶貧光伏、公共電網連接點為380伏及以下并網的低壓分布式光伏項目：全部上網電量納入機制電量。
風電、集中式光伏、公共電網連接點為10（6）千伏及以上并網的分布式光伏項目：機制電量比例為80%，單個項目機制電量規(guī)模=項目并網容量×年利用小時數×（1—廠用電率）×項目機制電量比例。其中，年利用小時數、廠用電率按2022—2024年同類項目（風電、光伏，下同）年均值確定，分布式光伏項目廠用電率按0確定。
公共電網連接點為10（6）千伏及以上并網的分布式光伏項目于2025年6月1日后變更接入電壓等級至380伏及以下的，仍按照10（6）千伏及以上并網的分布式光伏項目認定。
3.機制電價。按河南省現行燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。
4.執(zhí)行期限。按剩余全生命周期合理利用小時數折算對應年限與投產滿20年較早者確定。
（二）增量項目。2025年6月1日后（含）投產的新能源項目為增量項目。
增量項目可自愿通過參與競價獲取機制電量、機制電價。競價應設定申報充足率、申報價格上限，初期為避免無序競爭可設定申報價格下限。單個項目參與競價可申報的機制電量原則上低于其全部上網電量，同一競價場次入選的同類項目執(zhí)行相同的機制電價和期限。競價入選項目不得再次參與后續(xù)競價，未入選項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。
競價工作依據《河南省新能源增量項目機制電價競價細則》開展，原則上按年度組織，每次競價機制電量總規(guī)模、申報價格上下限、單個項目申報機制電量比例、申報充足率、執(zhí)行期限等有關信息通過競價公告發(fā)布。
（三）機制電量分解。單個項目按照“月控比例、年控規(guī)模”的原則分解機制電量并開展差價結算，機制電量按千瓦時向下取整數。
月控比例：每月機制電量=當月上網電量×機制電量比例。
年控規(guī)模：一個自然年內累計結算機制電量達到其機制電量規(guī)模后，超過部分上網電量不再執(zhí)行機制電價差價結算；未達到其機制電量規(guī)模的，剩余機制電量規(guī)模不跨年滾動。
“自發(fā)自用、余電上網”、參與跨省跨區(qū)交易的項目在月度機制電量結算和年度機制電量規(guī)模累計時，應分別扣除和累計其自發(fā)自用電量、跨省跨區(qū)交易電量。已納入機制的存量、增量項目，每年可在其機制電量比例范圍內申請下調一次比例。
（四）差價電費結算。國網河南省電力公司在系統(tǒng)運行費中增加“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算費用”科目，對納入機制的新能源電量，機制電價低于或高于市場交易均價的部分，按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費用，向全體工商業(yè)用戶分攤或分享，其中，市場交易均價按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定。新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果應單獨歸集。初期，機制電量不再開展其他形式的差價結算。
（五）退出機制。已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行期限內自愿退出或者執(zhí)行到期的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
三、優(yōu)化完善適應新能源市場化改革的市場規(guī)則
（一）完善電能量市場規(guī)則。新能源項目自愿參與中長期市場交易，新能源項目參與中長期交易電量上限按其并網容量扣減機制電量對應容量后的最大發(fā)電能力確定，相應調整用戶側中長期簽約比例要求。新能源項目全部并網容量參與實時市場，自愿參與日前市場，但必須參與可靠性機組組合。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮我省目前工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，后續(xù)視電力市場運行情況適時調整。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定市場關系。不斷完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。
（二）完善市場結算規(guī)則。電能量電費由實時市場全電量電費、日前市場差價電費、中長期（含綠色電力交易）合約差價電費組成。實時市場全電量按實時價格結算，日前市場電量按日前市場價格與實時市場價格之差作差價結算，中長期合約電量按中長期合約價格與中長期合約結算參考點價格之差作差價結算。不得向新能源等市場主體不合理分攤費用。
（三）完善綠電交易規(guī)則。省內新能源主要通過雙邊協商、掛牌交易方式參加綠電交易，不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。強化改革與綠證政策銜接，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。
（四）完善輔助服務市場規(guī)則。根據市場需求合理設置輔助服務品種和計價規(guī)則，做好運行監(jiān)測、考核等，促進靈活性調節(jié)資源輔助服務價格合理形成。符合要求的輔助服務費用原則上由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，分擔比例按照國家有關規(guī)定另行研究確定。完善與新能源全電量入市相適應的發(fā)電廠并網運行管理實施細則，加大對新能源場站功率預測準確率等指標考核力度。
（五）完善代理購電機制。新能源全面入市后，省內新能源上網電量不再作為電網企業(yè)收購的優(yōu)先發(fā)電電量，其他執(zhí)行保量保價的優(yōu)先發(fā)電電量繼續(xù)按現行價格機制由電網企業(yè)收購，保障居民、農業(yè)用戶用電，不足部分由電網企業(yè)通過市場化方式采購，代理購電產生的偏差電量按照現貨市場價格結算。
四、建立健全適應新能源市場化改革的保障機制
（一）建立發(fā)電側容量補償機制。按照國家統(tǒng)籌部署并結合我省電力市場運行情況，適時建立可靠容量補償機制，對省內各類發(fā)電資源為電力系統(tǒng)提供的可靠容量進行補償，補償范圍、標準及方式根據我省實際另行研究確定。
（二）健全發(fā)電機組成本調查機制。探索明確各類發(fā)電機組成本構成、主要調查指標及審核方法、標準等，選擇部分技術先進的新能源項目開展成本調查，適時開展各類型發(fā)電機組啟動成本、變動成本及固定成本調查，為合理形成機制電價、優(yōu)化調整發(fā)電機組成本補償方式及標準提供支撐。
（三）建立電價監(jiān)測評估機制。全面覆蓋發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶等各類市場主體，匯總分析電力市場申報價格、出清價格、電費結算、資金分攤分享以及市場主體收益等情況，對市場異常波動進行分析，研究處置方案，確保新能源上網電價市場化改革平穩(wěn)有序推進。
（四）健全零售價格傳導機制。規(guī)范電力市場信息披露，推動批發(fā)側、零售側信息公開對等，提升市場透明度。優(yōu)化零售合同設計，加強售電公司管理，保障市場價格信號有效傳導。
五、有關要求
省發(fā)展改革委會同有關部門推動實施方案平穩(wěn)有序落實。國網河南省電力公司要加強新能源項目管理，搭建完善競價平臺，做好機制電價競價、機制電量分解及差價結算等相關工作，配合省發(fā)展改革委建立電價監(jiān)測評估機制。河南電力交易中心要做好交易結算數據統(tǒng)計和市場主體管理，加大信息公開披露、零售合同優(yōu)化等工作力度。各地不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。各方要結合部門職責，密切關注行業(yè)動態(tài)，做好對發(fā)電企業(yè)、售電公司及電力用戶等市場主體的政策宣傳解讀。
本實施方案自印發(fā)之日起實施，如遇國家有關政策調整，按照國家最新政策執(zhí)行。
附件：河南省新能源增量項目機制電價競價細則
河南省新能源增量項目機制電價競價細則
按照《國家發(fā)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(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）、《河南省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》等文件要求，為做好河南省新能源增量項目機制電價競價工作，制定本細則。
一、組織形式
新能源機制電價競價由省發(fā)展改革委組織，原則上按年度開展，具體工作由國網河南省電力公司（下稱省電力公司）負責組織實施。
二、競價主體要求
（一）適用范圍。2025年6月1日（含）以后投產的風電、光伏項目可自愿參與新能源增量項目機制電價競價。競價主體應為具有獨立承擔民事責任能力和獨立簽訂合同的法人或自然人。其中，分布式光伏可直接參與競價，也可委托符合條件的代理機構參與競價，同一項目在同一競價場次中僅可選擇一家代理機構。代理機構在同一競價場次中只能參與一次競價申報，代理項目總容量原則上不超過10萬千瓦。
源網荷儲一體化、綠電直連、增量配電網等新能源就近消納項目中的新能源項目，以及2025年6月1日（含）以后投產的一般工商業(yè)分布式光伏、大型工商業(yè)分布式光伏項目，不納入機制電價執(zhí)行范圍。
（二）投產認定。本細則所稱投產是指新能源項目按核準（備案）裝機容量（指交流側，下同）建成并網。風電、集中式光伏項目投產時間，以電力業(yè)務許可證登記的全部機組容量與核準（備案）裝機容量一致時、最后一臺機組投產日期為準，其中豁免電力業(yè)務許可證的，以電網調度機構認定的首次并網時間為準；分布式光伏項目須滿足《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》明確的“可觀、可測、可調、可控”要求，投產時間以項目按備案容量建成、并通過電網企業(yè)復核并網驗收的時間為準。
核準（備案）文件中明確分批（分期）建設的新能源項目，可將每批（每期）作為不同項目分別申請投產認定，每批（每期）均應具備獨立計量條件，投產時間以每批（每期）并網容量與核準（備案）文件中明確的分批（分期）容量一致時為準。
（三）信用資質要求。競價主體應自覺維護競價秩序，嚴格遵守相關規(guī)定，保證申報資料真實有效，如發(fā)現存在或隱瞞以下情況的，將取消競價資格、作廢入選結果，競價主體所屬最高層級控股公司未來三個年度不得參加河南省內新能源增量項目機制電價競價。
1.處于被行政主管部門責令停產、停業(yè)或進入破產程序；
2.處于行政主管部門相關文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內；
3.近三年存在騙取中標或嚴重違約，經有關部門認定的因其服務引起的重大及以上質量事故或重大及以上安全事故；
4.被最高人民法院在“信用中國”網站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執(zhí)行人名單；
5.被市場監(jiān)督管理部門在國家企業(yè)信用信息公示系統(tǒng)中列入經營異常名錄或嚴重違法企業(yè)名單；
6.存在操縱市場、串通報價、弄虛作假等擾亂競價秩序行為。
三、競價機制
（一）競價分類。競價原則上區(qū)分風電、光伏兩類項目開展。當參與競價的電量規(guī)模較少或競價申報主體較集中無法形成有效競爭時，可合并開展。
（二）競價機制電量總規(guī)模。省發(fā)展改革委統(tǒng)籌考慮國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況以及用戶經濟承受能力等因素確定競價機制電量總規(guī)模。超出消納責任權重的，次年競價機制電量總規(guī)模可適當減少；未完成的，次年競價機制電量總規(guī)?？蛇m當增加。
（三）單個項目申報機制電量。單個項目參與競價的機制電量原則上低于其全部上網電量。具體計算方式為：
單個項目申報機制電量=項目并網容量×年利用小時數×（1—廠用電率）×單個項目申報機制電量比例
年利用小時數、廠用電率分別按近三年同類項目（風電、光伏）年均值確定，分布式光伏項目廠用電率按0確定，下同。
（四）申報充足率。為確保有效競爭，設置申報充足率，在出清前開展申報充足率檢測，當全部項目申報的機制電量總量占競價機制電量總規(guī)模的比重低于申報充足率時，自動減少競價機制電量總規(guī)模至滿足申報充足率。申報充足率檢測方式為：
申報充足率≤Σ單個項目申報機制電量÷競價機制電量總規(guī)模
（五）申報限價。申報價格上限考慮合理成本和收益、綠色價值、電力供需形勢、用戶承受能力等因素確定，原則上不高于河南省現行燃煤發(fā)電基準價；初期為避免無序競爭可考慮先進電站造價水平折算的度電成本等設定競價下限，后續(xù)視情況取消。申報價格含增值稅，單位為元/千瓦時，保留小數點后三位數。
（六）出清機制。采取邊際出清方式，將參與競價的項目按報價從低到高進行排序，當申報機制電量累計達到競價機制電量總規(guī)模時確定入選項目，機制電價原則上按最后一個入選項目的報價確定。
當只有一個項目申報價格與出清價格相同時，該項目入選機制電量按剩余競價機制電量規(guī)模確定；當有2個及以上項目申報價格與出清價格相同時，按各項目申報機制電量占比分配剩余競價機制電量規(guī)模。當申報價格與出清價格相同的所有項目全部入選機制電量小于其全部申報機制電量的50%時，取消所有申報價格與出清價格相同項目的入選結果，機制電價取前一個入選項目的報價。
（七）單個項目機制電量比例。單個項目機制電量比例=項目入選機制電量÷［項目并網容量×年利用小時數×（1—廠用電率）］。
（八）執(zhí)行期限。根據同類項目回收初始投資（不考慮相關收益）的平均期限確定，執(zhí)行起始時間在競價結果公布時予以明確。新能源項目在執(zhí)行期限內可自愿選擇退出，退出后該項目不得再次參與競價。
（九）信息發(fā)布。每次競價機制電量總規(guī)模、近三年同類項目年均利用小時數和廠用電率、單個項目申報機制電量比例、申報限價、申報充足率、執(zhí)行期限、時間安排、競價平臺等信息，在競價前通過公告發(fā)布。
四、競價程序
（一）競價啟動。省電力公司負責組織開展競價具體工作，擬定競價公告報經省發(fā)展改革委同意后公布。
（二）競價申報。已投產和承諾次年12月31日前投產、且未納入過機制電價執(zhí)行范圍的新能源項目可參與競價申報，競價主體應按要求在規(guī)定時間內完成競價信息和材料的填報提交，競價信息及材料提交后，全部封存、不得刪除修改。
（三）材料要求。風電、集中式光伏項目應提供已納入省級及以上能源規(guī)劃或年度建設計劃等證明文件、項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、履約保函（已投產項目除外）等材料，填寫提交省電力公司統(tǒng)一制定的《競價真實性承諾書》。其中，已投產項目還需提供與電網企業(yè)簽訂的《并網調度協議》、《發(fā)電業(yè)務許可證》（按政策豁免的除外）；未投產項目還需提供電網企業(yè)出具的《接入系統(tǒng)設計方案回復意見》等。
分布式光伏項目應提供項目備案文件、戶主法定身份證明（自然人戶用分布式光伏）、營業(yè)執(zhí)照和法定代表人法定身份證明等非自然人身份證明（非自然人戶用分布式光伏）、履約保函（已投產項目和自主參與競價的未投產自然人戶用分布式光伏除外）等材料，填寫提交省電力公司統(tǒng)一制定的《競價真實性承諾書》。其中，已投產項目還需提供與電網企業(yè)簽訂的《購售電合同》；未投產項目還需提供電網企業(yè)出具同意接入的《低壓分布式光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)方案答復單》或《接入系統(tǒng)設計方案報告受理通知書》、項目裝機地址權屬證明，項目裝機地址權屬證明可為房產證、宅基地證、村（社區(qū)）及以上政府出具的房屋產權證明。
代理機構應完成電力市場注冊并提供資質證明、營業(yè)執(zhí)照、法定代表人法定身份證明等材料，填寫提交省電力公司統(tǒng)一制定的《競價真實性承諾書》、《機制電價競價代理委托書》。其代理的項目均需按照上述分布式光伏項目材料要求提交相應材料。
如非項目戶主本人、項目業(yè)主法定代表人、代理機構法定代表人辦理競價業(yè)務的，需填寫提交省電力公司統(tǒng)一制定的《競價授權委托書》。
（四）競價信息及材料審核。省電力公司對申報信息和材料的完整性、合規(guī)性進行審核，審核未通過項目可根據未通過原因在規(guī)定時間內提交補充材料，未在規(guī)定時間內提交補充材料的，視為放棄參與本次競價。
（五）競價出清。省電力公司按本細則完成申報充足率檢測后進行競價出清，競價結果要予以公示，公示內容包括入選項目、項目類型、機制電量規(guī)模、機制電價等，公示期為3個工作日。競價主體對競價結果有異議的，須在公示期間提出，且應提供相關佐證材料。公示期結束且無異議后，省電力公司將競價結果報省發(fā)展改革委同意后公布。
（六）簽訂協議。省電力公司要在辦理項目并網服務流程時，與新能源項目完成含差價結算條款的購售電合同簽訂，明確機制電量規(guī)模、機制電量比例、機制電價、執(zhí)行期限、結算方式、雙方責任義務等內容。競價前已經完成購售電合同簽訂的，暫不重簽合同，差價結算等相關事項按照相關規(guī)定執(zhí)行，合同到期后，與新能源項目簽訂含差價結算條款的購售電合同。因新能源項目自身原因導致未按時簽訂含差價結算條款的購售電合同的，視為自愿放棄競價結果，不得再參與后續(xù)競價。
五、保障機制
（一）履約保函要求。已投產項目和自主參與競價的未投產自然人戶用分布式光伏，原則上不需要提交履約保函。其他未投產項目參與競價的，應提交由國家金融監(jiān)督管理總局批準設立、頒發(fā)金融許可證且具有相應業(yè)務資格的商業(yè)銀行開立的履約保函。履約保函應嚴格按照省電力公司統(tǒng)一制定的模板開具，模板內容原則上不允許修改，如有修改銀行擔保責任不因修改而減輕。履約保函金額四舍五入取整到千元，起始日期不得晚于參與競價申報的日期，有效期自申報承諾項目投產日期次月1日起不少于10個月，其中合并開具履約保函的，有效期按該保函所擔保項目中最晚1個項目的申報承諾投產日期次月1日開始計算。
單個項目參與競價，只能開具一份履約保函。代理機構或同一發(fā)電企業(yè)申報多個未投產項目的，可合并開具一份履約保函，其中代理機構代理多個未投產的自然人戶用分布式光伏項目參與競價的，必須合并開具履約保函。合并開具履約保函的，如開具保函不符合審核要求，該保函涉及項目將全部視為材料審核不通過退回。
單個項目履約保函金額=項目核準（備案）裝機容量×近三年該類項目年均發(fā)電利用小時數×該類項目競價申報價格上限×10%
合并開具履約保函金額=∑［被代理÷同一發(fā)電企業(yè)申報項目核準（備案）裝機容量×近三年該類項目年均發(fā)電利用小時數×該類項目競價申報價格上限×10%］
按單個項目開具履約保函的，未入選新能源項目可在競價結果公示結束后申請退還履約保函，入選項目投產后可申請退還。代理機構以及同一發(fā)電企業(yè)申報多個項目合并開具一份履約保函的，其入選項目全部投產后可申請退還。省電力公司應及時完成履約保函退還。
（二）未按期投產處置。入選項目自申報承諾投產日期次月1日起，延期投產不超過6個月的，申報承諾投產日期次月1日起至投產當月月底期間的機制電量規(guī)模自動失效，省電力公司應根據延期天數扣除履約保函金額，扣除標準為：履約保函金額×1‰×延期天數。
入選的項目自申報承諾投產日期次月1日起，延期投產超過6個月的，該項目當次競價結果作廢，扣除全部履約保函金額，取消該項目未來三個年度的競價資格。
扣除的履約保函金額納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶分享。因重大政策調整、自然災害等不可抗力因素導致的項目延期投產，經省發(fā)展改革委同意后可減免扣除履約保函資金及免于取消未來三個年度的競價資格。
（三）明確相關責任。新能源機制電價競價由新能源項目自愿參加，并承擔因參與競價產生的競價資格失效、機制電量規(guī)模大小、機制電價水平高低、履約保函資金扣減以及違法違規(guī)行為處罰等風險。競價相關工作人員要嚴守保密規(guī)定，不得違規(guī)獲取或未經授權對外泄露競價有關信息，涉嫌違法違規(guī)的，將移交有關部門依法依規(guī)處置。
本細則由省發(fā)展改革委會同有關部門根據實際執(zhí)行情況適時完善調整。如遇國家有關政策變動，按照國家最新政策執(zhí)行。
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