该政策旨在通过市场化改革促进新能源高质量发展，核心内容与影响如下：
一、政策核心框架
适用范围
覆盖省内集中式光伏、风电、分布式光伏、分散式风电、光热发电等所有新能源项目，上网电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成。
存量项目机制电价
全额纳入：扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目（不含“沙戈荒”基地项目）。
按发电小时数纳入：分散式风电及国家能源局批复的风电项目、保障性平价项目，风电按1800小时、光伏按1160小时计算。
等比例分配：剩余机制电量由其余存量项目按装机容量分配。
电价标准：0.3078元/千瓦时，作为保底电价，确保新能源项目合理收益。
电量规模：纳入机制的电量规模为154亿千瓦时，按项目类型差异化分配：
执行期限：按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数或投产满20年（两者取早）确定，到期后自动退出机制。
增量项目机制
电量比例：单个项目申请纳入机制的电量不超过其全部上网电量的80%，避免过度依赖保底电价。
市场化竞价：新能源企业在政府设定的价格上下限内申报电量和电价，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，但不得高于竞价上限。
执行期限：确定为12年，入选时已投产项目起始时间按公示竞价周期首月确定，未投产项目按申报投产时间确定。
二、政策亮点与创新
分类型精准支持
对扶贫、分布式光伏等民生类项目全额纳入机制，保障基础收益；对市场化项目通过竞价和电量比例限制，推动其主动参与市场竞争。
电量分配动态调整
每年新增纳入机制的电量规模根据国家消纳责任权重完成情况和用户承受能力动态调整，超出权重则次年减少，未完成则增加，确保政策与市场供需匹配。
强化项目全生命周期管理
明确项目投产时间认定标准（如集中式光伏以电力业务许可证并网日期为准），未按期投产项目自动失效机制电量，防止资源闲置。
三、政策影响与意义
对新能源项目的影响
存量项目：通过保底电价稳定收益预期，降低市场化转型风险。例如，一个100MW的光伏项目，若按机制电价结算，年增收约3078万元（0.3078元/千瓦时×1亿千瓦时×30%机制电量比例）。
增量项目：市场化竞价机制倒逼企业提升技术效率、降低成本，推动行业从“规模扩张”向“高质量发展”转型。
对电力市场的推动
促进新能源消纳：机制电价与市场化交易结合，引导新能源企业根据市场需求调整发电计划，减少弃风弃光。
完善市场机制：与甘肃首创的电力中长期融合交易体系（发用双方可全年365天灵活交易）协同，形成“中长期+现货+绿电”多维市场体系。
对储能产业的带动
甘肃将新型储能纳入容量电价体系，100MW/200MWh储能电站可新增年收入1100万元，项目内部收益率（IRR）达16.3%。政策组合（容量电价+现货市场+绿电直连）显著提升储能经济性，吸引社会资本参与。
四、实施保障与配套措施
严格监管与执行
省能源局会同相关部门确定存量机制电量项目清单，国网甘肃省电力公司每年9月底前预测下年度电量规模，并在新能源云、网上国网平台公示，确保透明公开。
风险防控机制
对未按期投产或申报信息不实的项目，取消其未来3年竞价资格，防范道德风险。
机制电量按月分解，实际上网电量高于当月分解电量的部分按分解电量结算，避免企业过度囤积电量。
政策衔接与过渡
与国家跨省跨区送电政策衔接，参与跨省交易的新能源电量不执行本政策，确保全国统一电力市场与省级政策协同。
