7月14日，甘肃省发改委发布关于公开征求《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见的公告。文件规定了存量项目和增量项目的电量规模、机制电价和执行期限以及竞价实施细则。

对于绿电交易，政策提出要强化改革与绿电绿证交易政策协同，省内绿电开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和绿证价格，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易；纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益，绿电交易电量的绿证收益，采用当月绿电合同电量、发电企业机制外上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，以对应绿证价格结算。对应绿证全部划转至省级专用绿证账户，由全体工商业用户共持。

增量项目

主体范围

2025年6月1日起投产的新能源项目。

集中式光伏、集中式风电、分散式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网时间为准，单个项目分多次办理电力业务许可证的，以最晚许可证上明确的并网时间为准；分布式光伏项目以电网企业营销系统确定的并网时间为准。电力业务许可证或电网企业营销系统并网容量小于核准（备案）容量，视作项目未全容量并网，需完成全部核准（备案）容量投产或进行核准（备案）容量变更后才可认定全容量并网。

机制电量规模

通知实施后第一年新增纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与现有新能源非市场化比例适当衔接，避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，应不高于其全部上网电量的80%。

机制电价

已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。分布式光伏项目可自行参与也可聚合参与竞价，聚合商原则上应参考售电公司资质。

在竞价周期内，各类型新能源项目同权参与竞价。

新能源项目在当期竞价通知的价格上、下限及机制电量申报限额内申报电价和电量进行竞价，按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，且满足竞价上下限要求。存在多个项目按照机制电价入选，则根据申报电量比例分配剩余竞价电量。申报电量未达到机制电量总规模时，按照申报电量分配（对应折算的机制电量四舍五入后取整数）。

原则上在每年10月底前组织开展次年竞价。首次竞价周期为2025年6月1日至2025年12月31日、2026年1月1日至2026年12月31日。后续年份，竞价周期为次年1月1日至12月31日。

执行期限

按照12年确定（年度特指自然年）。

首次竞价，竞价周期在2025年6月1日至2025年12月31日的项目，入选时已投产的，从投产时间开始追溯执行机制电量、计算执行期限。

入选时未投产项目起始时间按项目申报的投产时间确定，若入选项目未按期投产，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。如实际投产时间较申报投产时间晚于6个月及以上，该项目当次竞价入选结果作废，并取消该项目投资企业所有新能源项目未来3年竞价资格。

存量项目

主体范围

2025年6月1日以前投产的新能源项目。

新能源项目以批准（备案）容量全部建成并网时间作为投产时间。其中：集中式光伏、集中式风电、分散式风电、光热发电项目以电力业务许可证明确的并网日期作为投产时间；分布式光伏项目以电网企业营销系统的并网日期作为投产时间。

机制电量规模

纳入机制的电量规模为154亿千瓦时。

扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目上网电量全额纳入机制电量范围；分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541号）批复的风电项目、保障性平价项目（指省内2021年12月31日前核准的不享有财政补贴的新能源并网项目）按照风电年发电利用小时数1800小时、光伏年发电利用小时数1160小时纳入机制电量范围；剩余机制电量规模由其余存量新能源项目按装机容量等比例分配。

机制电价

0.3078元/千瓦时。

享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准继续执行原有规定。

执行期限

按照2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份两者较早者确定；全生命周期合理利用小时数无法确定的，按照投产满20年确定。执行期限到期后，新能源项目对应的机制电量规模自动从全省机制电量规模减除。

值得注意的是，同日，甘肃省发展和改革委员会还发布了关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件明确，本机制适用于不同类型机组，考虑到风电、光伏在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽水蓄能电站尚处于建设初期，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。

有效容量为煤电机组、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和。煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定。电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后后确定。风电、光伏机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后的7%、1%确定。水电机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后，蓄水式按98%、径流式按32%确定。

市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。

实施容量电价机制对发电侧进行全容量成本补偿后，现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时；出清价格下限设置为0.04元/千瓦时，出清价格上限设置为1元/千瓦时。