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10月15日，吉林省發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《吉林省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，同時明確了增量新能源項目競價規(guī)則。方案規(guī)定：

一、存量項目

機制電量：2025年5月31日以前全容量并網(wǎng)的新能源項目，納入機制電量規(guī)模銜接省內(nèi)保障性收購電量政策。

機制電價：0.3731元/度，中標獲得特許經(jīng)營權(quán)的項目，按中標電價執(zhí)行。

執(zhí)行期限：按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)時間與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)時間較早者確定。

二、增量項目

機制電量：首次競價電量規(guī)模參考吉林省2025年風(fēng)電、光伏項目非市場化分配方案統(tǒng)籌制定，第一年比例暫定為40%。單體申報上限為85%，其中，光伏平均利用小時數(shù)按1491計算，風(fēng)電平均利用小時數(shù)按2280計算。

機制電價：上限為0.334元/度，下限為0.15元/度。

執(zhí)行期限：12年

三、增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區(qū)分風(fēng)電、光伏開展競價，但地方水電公司區(qū)域內(nèi)的6個縣市暫不參與首次競價。

公告原文如下：

關(guān)于印發(fā)《吉林省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知

各市（州）發(fā)展改革委、能源局，國網(wǎng)吉林省電力有限公司、吉林省地方電力有限公司，吉林電力交易中心，各有關(guān)經(jīng)營主體：

《吉林省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》已經(jīng)省政府同意，現(xiàn)印發(fā)給你們，請認真抓好貫徹落實。

附件：1.吉林省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

2.吉林省增量新能源項目競價規(guī)則

吉林省發(fā)展和改革委員會吉林省能源局

2025年10月14日

附件1

吉林省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神，統(tǒng)籌能源安全保障與綠色低碳發(fā)展，深化電力市場機制創(chuàng)新，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，根據(jù)《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）等文件要求，立足市場化改革主線，堅持分類施策、穩(wěn)中求進，推動新能源上網(wǎng)電價全面銜接市場供需，促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，現(xiàn)制定本實施方案如下。

一、總體目標

以市場化改革為核心，推動風(fēng)電、光伏等新能源電量全面參與電力市場交易，建立適應(yīng)吉林省新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，區(qū)分存量和增量項目分類施策，實現(xiàn)新能源上網(wǎng)電價全面市場化，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。

二、基本原則

堅持深化改革。進一步深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，新能源項目（風(fēng)電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。按照136號文件要求，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。

堅持分類施策。區(qū)分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經(jīng)濟發(fā)展需要，保持政策的平穩(wěn)過渡，維持市場主體投資建設(shè)積極性，適時開展效果評估，跟進完善政策。

堅持安全穩(wěn)定。政策實施過程中，充分考慮對電力市場建設(shè)的影響，做好市場供需預(yù)測和各類經(jīng)營主體電價水平測算，防范市場風(fēng)險，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

三、主要任務(wù)

（一）推動上網(wǎng)電量全面進入電力市場。集中式光伏、集中式風(fēng)電、分布式光伏、分散式風(fēng)電等所有風(fēng)電、太陽能發(fā)電項目，上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成，地方水電公司域內(nèi)的新能源項目待具備條件后直接進入電力市場。根據(jù)市場建設(shè)情況，逐步放開其他各類電源進入市場參與交易。

（二）完善現(xiàn)貨市場交易機制。一是明確新能源參與市場方式。集中式新能源項目以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，現(xiàn)階段分布式（分散式）新能源主要以聚合方式自愿參與現(xiàn)貨市場，也可作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與現(xiàn)貨市場。二是做好日前、實時市場銜接。新能源項目全部上網(wǎng)電量參與日前可靠性機組組合和實時市場。加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。三是適當優(yōu)化現(xiàn)貨市場限價。現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮我省工商業(yè)用戶尖峰電價水平及電力市場供需等因素確定，下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益（新能源財政補貼、綠色環(huán)境價值等）確定，具體由省級價格主管部門制定并適時調(diào)整。

（三）完善中長期市場交易和價格機制。一是持續(xù)完善市場規(guī)則，推動中長期交易向更長周期、更短周期雙向延伸，提升交易頻次，實現(xiàn)按日連續(xù)運營；穩(wěn)步推進新能源與火電同臺競價，實現(xiàn)各類電源公平參與市場；逐步推動根據(jù)現(xiàn)貨市場價格信號形成峰谷時段；允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，合理確定中長期合同分時段量價等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整，不對新能源中長期簽約比例做強制要求。二是中長期交易合同量價、曲線、結(jié)算參考點等內(nèi)容由交易雙方自行確定，中長期結(jié)算參考點初期暫定為統(tǒng)一結(jié)算點。機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算，暫由電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶與新能源企業(yè)按年度簽訂機制電量中長期合約（差價結(jié)算協(xié)議），明確合同價格為參考結(jié)算價，相關(guān)電量同步計入用戶側(cè)中長期簽約比例?，F(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，新能源參與中長期交易的申報電量上限按額定容量扣減機制電量對應(yīng)容量后的上網(wǎng)能力確定。三是分布式（分散式）新能源現(xiàn)階段可主要選擇以聚合或作為價格接受者、“報量不報價”或“報量報價”方式參與市場，未選擇聚合參與的，默認作為價格接受者參與市場；逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與市場。

（四）完善綠電綠證交易機制。一是省內(nèi)綠電交易開展雙邊協(xié)商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格，不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。二是優(yōu)化調(diào)整綠電交易結(jié)算，納入機制的電量不重復(fù)獲得綠證收益，綠電交易電量的綠證收益，采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結(jié)算。三是做好機制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)，建立省級專用綠證賬戶，機制電量對應(yīng)綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結(jié)算費用的用戶共有。四是探索多年期綠電交易（PPA），引導(dǎo)新能源企業(yè)根據(jù)機制外電量發(fā)電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。

（五）完善輔助服務(wù)市場機制?？茖W(xué)確定電力輔助服務(wù)市場需求，合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種?，F(xiàn)貨市場同步運行調(diào)頻輔助服務(wù)市場，允許具有調(diào)節(jié)能力的新能源參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，輔助服務(wù)費用分攤方式及分擔比例另行明確。

（六）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。對納入機制的電量，在市場外建立差價結(jié)算機制，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費。

一是確定電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。存量項目為2025年5月31日以前全容量并網(wǎng)的新能源項目，納入機制電量規(guī)模銜接省內(nèi)保障性收購電量政策，機制電價為373.1元/兆瓦時；中標獲得特許經(jīng)營權(quán)的項目，按中標電價執(zhí)行，執(zhí)行期限按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)時間與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)時間較早者確定。增量項目為2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源項目，第一年納入機制電量比例參考原新能源非市場化比例暫確定為40%，第二年及以后根據(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權(quán)重完成情況及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整，機制電價通過市場化競價確定，執(zhí)行期限僅考慮回收初始投資，確定為12年。增量項目競價工作由省發(fā)展改革委委托省電力公司統(tǒng)一組織開展，競價細則、競價公告等競價相關(guān)內(nèi)容經(jīng)省發(fā)展改革委批準后實施。

二是確定市場交易均價計算原則?，F(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價原則上按照發(fā)電側(cè)同類項目月度中長期集中交易加權(quán)平均價格確定。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定。項目類型分為風(fēng)電、光伏。新能源項目納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用。

三是采用“事前確定機制電量比例，事后根據(jù)實際上網(wǎng)電量形成”的機制電量確定方式，按月做好機制電量差價電費結(jié)算、清算工作。若當年已結(jié)算機制電量達到年度機制電量規(guī)模，則當月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)行機制電價，不進行跨年滾動。

四是明確機制退出規(guī)則，已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。存量項目無需重新簽訂購售電合同，原購售電合同價格條款按照新能源可持續(xù)發(fā)展價格政策結(jié)算。納入機制的新能源項目應(yīng)與電網(wǎng)企業(yè)簽訂《新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價協(xié)議》，協(xié)議原則上有效期為一年，期限屆滿前，若雙方無異議，到期后自動延期。在執(zhí)行期內(nèi)自愿退出、機制電量執(zhí)行期屆滿或項目注銷導(dǎo)致機制電量終止的，差價協(xié)議自動廢止。納入機制的新能源項目暫未簽訂差價協(xié)議的，按本方案規(guī)定先行開展差價結(jié)算。

（七）完善電能量市場結(jié)算機制。一是完善市場運營費用分類與管理標準。加強市場費用管理，明確市場費用的類別及適用范圍，建立公開透明費用標準。市場費用分為成本補償類費用、市場平衡類費用、偏差調(diào)節(jié)類費用等。二是完善電能量費用結(jié)算限價機制。根據(jù)發(fā)電成本、結(jié)算價格等因素，優(yōu)化完善結(jié)算限價機制，確?，F(xiàn)貨市場結(jié)算均價處于合理區(qū)間，合理反映市場分時價格信號。

（八）優(yōu)化代理購電電量采購機制。新能源全面入市后，電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源，對于通過市場化方式無法買足電量的，現(xiàn)貨市場未運行期間按偏差電量價格結(jié)算；現(xiàn)貨市場運行期間按現(xiàn)貨價格結(jié)算。結(jié)合省內(nèi)市場建設(shè)、優(yōu)發(fā)優(yōu)購匹配情況等，優(yōu)化代理購電電量采購、價格機制及代理購電價格發(fā)布內(nèi)容等細則。

（九）做好與新能源消納的銜接。參與現(xiàn)貨市場的新能源，在省間現(xiàn)貨、省內(nèi)現(xiàn)貨以及輔助服務(wù)等市場組織完成后，如果因自身報價高、未報價等因素導(dǎo)致部分電量未能全部上網(wǎng)，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。

四、保障措施

（一）建立電價監(jiān)測和風(fēng)險防范機制。定期監(jiān)測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現(xiàn)異常波動時，及時分析處置，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。

（二）做好電力市場規(guī)范管理工作。進一步規(guī)范和完善電力市場信息披露規(guī)則，披露新能源市場運行總體情況，定期發(fā)布同類新能源發(fā)電項目市場交易均價；規(guī)范電力市場電費結(jié)算流程，做好新能源項目上網(wǎng)電費、差價電費結(jié)算工作。

（三）做好政策宣貫。開展市場培訓(xùn)，宣貫政策要求、實施方案以及交易結(jié)算規(guī)則，幫助企業(yè)熟悉交易規(guī)則和流程，提升市場參與能力。強化溝通與協(xié)調(diào)，及時了解經(jīng)營主體的意見和訴求，積極回應(yīng)并解決問題。

（四）完善技術(shù)支持系統(tǒng)。按照相關(guān)規(guī)則要求，做好交易、結(jié)算、競價等系統(tǒng)功能及計量裝置適應(yīng)性改造工作。

附件2

吉林省增量新能源項目競價規(guī)則

一、總體目標與工作原則

（一）總體目標。為全面貫徹《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），進一步落實建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制相關(guān)要求，制定增量新能源項目競價規(guī)則，明確競價模式、競價流程等，確保競爭公平、審核公正、結(jié)果公開，確保競價工作高質(zhì)量開展，引導(dǎo)新能源合理布局與有序建設(shè)，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。

（二）工作原則。競價工作由吉林省發(fā)展改革委委托授權(quán)國網(wǎng)吉林省電力有限公司開展，按照“流程透明化、規(guī)則統(tǒng)一化、操作規(guī)范化”的原則，通過公開競價確定增量機制電量電價，建立標準化流程，確保公平公正公開。

全面銜接，分類組織。全面銜接新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制與非水可再生能源消納責任權(quán)重、用戶承受能力等要求，合理測算競價電量規(guī)模。首次競價中，按風(fēng)電、光伏兩種類型分類組織競價、出清。后續(xù)根據(jù)開發(fā)成本變化適時調(diào)整，確保機制電價水平科學(xué)合理。

流程規(guī)范，公平公正。嚴格按照增量新能源競價組織的規(guī)范化流程和時間節(jié)點要求開展競價工作，確保競價流程合規(guī)有序。科學(xué)細化管理要求，確保競價工作公平公正。

公開透明，強化監(jiān)督。統(tǒng)籌考慮新能源云、網(wǎng)上國網(wǎng)等系統(tǒng)的功能模塊優(yōu)化及開發(fā)，及時全面地公布競價信息，確保競價結(jié)果公開、透明。強化信息安全管理，明確相關(guān)部門管理監(jiān)督等職責，堅決杜絕出現(xiàn)信息泄露問題。

二、競價模式

（一）競價組織方。吉林省發(fā)展改革委牽頭，聯(lián)合吉林省能源局，指導(dǎo)國網(wǎng)吉林省電力有限公司成立專項工作組，共同開展競價工作。

（二）競價主體范圍。2025年6月1日（含）后并網(wǎng)的新能源項目。

其中，首次競價主體范圍為2025年6月1日（含）-2026年12月31日并網(wǎng)的新能源項目。集中式新能源項目和集中建設(shè)的分散式風(fēng)電項目以項目為單位參與首次競價，分布式項目、非集中建設(shè)的分散式風(fēng)電需以聚合商形式參與首次競價，后續(xù)根據(jù)實際情況進行調(diào)整。此外，考慮地方水電公司區(qū)域內(nèi)的6個縣（市）現(xiàn)階段不具備條件，暫不參與首次競價。

（三）競價電量規(guī)模。

1.首次競價電量規(guī)模。按照適當銜接、避免過度波動的要求，為穩(wěn)定投資預(yù)期，保持好我省新能源投資積極性，首次競價電量規(guī)模參考吉林省2025年風(fēng)電、光伏項目非市場化分配方案統(tǒng)籌制定。

2.后續(xù)競價電量規(guī)模。2027年之后，吉林省發(fā)展改革委、吉林省能源局根據(jù)當年完成國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重的預(yù)計情況以及用戶承受能力等因素，測算下一年度新增納入機制的電量規(guī)模。當年完成情況預(yù)計超出消納責任權(quán)重的，次年納入機制的電量規(guī)?？稍诋斈暝隽克降幕A(chǔ)上，適當減少。未完成的，次年納入機制的電量規(guī)模可適當增加。

3.分類型競價規(guī)模確定。對于分類型組織機制電價競價的，要在年度納入機制電量規(guī)模的基礎(chǔ)上，確定分類型機制電量規(guī)模。首次競價中，按風(fēng)電、光伏兩種類型分類組織競價、出清。后續(xù)根據(jù)開發(fā)成本變化適時調(diào)整，確保機制電價水平科學(xué)合理。

4.單個項目申報電量規(guī)模上限。為避免單個項目非理性報價導(dǎo)致全電量入圍進而對市場產(chǎn)生干擾，單個項目申報電量規(guī)模不得高于其全部發(fā)電量，暫按全部上網(wǎng)電量的85%作為申報上限。計算方法為項目核準（備案）容量×吉林省近三年該類型電站平均利用小時數(shù)×（1-吉林省近三年該類型電站平均廠用電率）×85%）。風(fēng)電平均利用小時數(shù)、平均廠用電率分別為2280小時，3.16%；光伏平均利用小時數(shù)、平均廠用電率分別為1491小時、4%。

（四）競價價格限值。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，暫定為334元/兆瓦時。競價下限考慮最先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定為150元/兆瓦時。

（五）執(zhí)行期限。執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資（不考慮相關(guān)收益）的平均期限確定，首次競價結(jié)果執(zhí)行期限按照12年確定。

三、競價流程

（一）競價準備階段。

1.成立競價工作小組。由吉林省發(fā)展改革委牽頭，會同吉林省能源局、國網(wǎng)吉林省電力有限公司，成立競價工作小組，負責推進增量新能源項目競價相關(guān)工作。

2.發(fā)布年度競價通知。吉林省發(fā)展改革委發(fā)布年度競價通知，明確年度競價電量規(guī)模、競價項目類型、申報價格上下限、競價組織方與場所等相關(guān)事項。

（二）資質(zhì)審核階段。

1.發(fā)布年度競價組織公告。在吉林省發(fā)展改革委通知發(fā)布后規(guī)定時間內(nèi)，國網(wǎng)吉林省電力公司發(fā)布競價組織公告，包括競價標的、競價主體、需提供競價資質(zhì)材料、申報價格上下限、競價項目類型、競價流程安排、機制電價執(zhí)行期限等具體事項。

2.提交競價材料。擬參與競價的相關(guān)項目需要在規(guī)定時間內(nèi)提交競價相關(guān)材料，包括但不限于項目指標文件（僅集中式新能源項目和集中建設(shè)的分散式風(fēng)電項目要求）、核準（備案）文件、競價代理協(xié)議、競價信息填報承諾書等。

3.審核競價資質(zhì)。競價材料申報完成后，競價工作小組分別對提交材料的完整性、合規(guī)性進行審核，并匯總本年度省內(nèi)新能源項目建設(shè)、電力市場及本次申報的項目信息，歸集項目所屬一級集團信息，開展市場集中度監(jiān)控。審核中發(fā)現(xiàn)材料缺失的，項目可在規(guī)定時限內(nèi)補齊，逾期未提交的視為自動退出本次競價。

4.公示審核結(jié)果。審核結(jié)束后，競價工作小組統(tǒng)一匯總通過資質(zhì)審核的項目名單。對公示項目有異議的，可在此期間提出舉報，但必須提交真實有效的證明材料。

（三）競價實施階段。

1.提交履約保函。通過公示審核的新能源企業(yè)應(yīng)按照年度競價組織公告，在規(guī)定時間內(nèi)提交履約保函。已投產(chǎn)項目參與競價的，原則上不收取保函。

保函的內(nèi)容包括但不限于：保函編號、簽發(fā)日期、保函金額、申請人及受益人的名稱、銀行詳細地址、聯(lián)系電話等信息、有效期、保函使用條件等。保函金額按照項目核準裝機容量、吉林省該類電源過去三年平均發(fā)電利用小時、吉林省該類電源過去三年平均上網(wǎng)電價三者乘積的一定比例確定，比例暫定為10%。其中，風(fēng)電平均利用小時數(shù)、平均上網(wǎng)電價分別為2280小時，284.77元/兆瓦時；光伏平均利用小時數(shù)、平均上網(wǎng)電價分別為1491小時，337.88元/兆瓦時。保函的有效期為項目申報投產(chǎn)日期后6個月。未入選項目在競價結(jié)果公示后可申請退還保函，入選項目按核準（備案）容量實現(xiàn)全容量投產(chǎn)后可申請退還保函；入選項目若未按期全容量投產(chǎn)的，國網(wǎng)吉林省電力公司可根據(jù)項目投產(chǎn)等履約情況申請使用保函，向保函開立單位出具原件，要求支付款項，同時向相關(guān)主體發(fā)出執(zhí)行告知書，說明其投產(chǎn)情況。

2.組織主體競價。競價主體在規(guī)定時間內(nèi)完成競價申報，競價申報信息自動封存，不得更改。競價主體申報完成后，按照競價原則完成邊際出清，按入選項目最高報價確定機制電價水平。出清過程中，若邊界出清的項目（即最高報價項目）擬入選機制電量規(guī)模低于項目申報電量規(guī)模的40%，為保護競價主體權(quán)益，低于申報電量規(guī)模40%的項目自動退出本次競價，以次高價項目所申報電價確定本次機制電價水平，退出競價的項目可參與下一年度競價。若全部擬入選項目因同時申報最高價、最低價等同一價格，導(dǎo)致全部項目均同價邊界出清，各項目按申報電量規(guī)模共享本次機制電量總規(guī)模，此情況下所有競價主體均可低于申報電量規(guī)模40%入選，各項目入選機制電量規(guī)模由申報電量規(guī)模占機制電量總規(guī)模的比例決定。

3.公示競價結(jié)果。按照出清結(jié)果發(fā)布擬入選的項目。如競價主體對公示結(jié)果有異議，需在公示期內(nèi)以書面形式提出，并提供相關(guān)證明材料。公示期內(nèi)未提出異議的，視為認可競價結(jié)果。

4.公布競價結(jié)果。公示期結(jié)束且各方無異議后，報請吉林省發(fā)展改革委、吉林省能源局審定，審定后發(fā)布競價結(jié)果。

5.簽訂協(xié)議。競價結(jié)果公布后規(guī)定時間內(nèi)，國網(wǎng)吉林省電力有限公司與入選項目完成差價協(xié)議簽訂。協(xié)議明確項目名稱、項目類型、項目容量、協(xié)議電量、協(xié)議電量占項目預(yù)測電量的比例、新能源機制電價、結(jié)算參考價、協(xié)議期限、結(jié)算方式等內(nèi)容。對于未投產(chǎn)的項目，應(yīng)在協(xié)議中明確，若實際全容量投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間6個月及以上，協(xié)議自動失效。原則上差價協(xié)議每年一簽，協(xié)議期限屆滿前，若雙方無異議，協(xié)議到期后自動延期1年，延期次數(shù)依據(jù)機制電價執(zhí)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(yīng)在合同期限屆滿前30日書面通知對方，在協(xié)議期限屆滿前進行協(xié)商，并重新簽訂協(xié)議。

四、保障措施

（一）考核機制。參與競價并納入增量機制電量的新能源項目應(yīng)嚴格按照申報時間投產(chǎn)。如項目實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)延遲時間不超過6個月，實際投產(chǎn)日期前的覆蓋電量自動失效、不滾動納入后續(xù)月份，按延期天數(shù)每日扣除履約保函金額的0.5%作為違約金，剩余履約保函資金在項目實際投產(chǎn)后返還，扣除的履約保函資金納入系統(tǒng)運行費；如實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)時間晚超過6個月，取消3年內(nèi)該項目競價資格，并且該項目當次競價入選結(jié)果作廢，扣除全額履約保函資金。因重大政策調(diào)整、自然災(zāi)害等不可抗力因素變化導(dǎo)致的延期，提供吉林省能源局出具的證明文件，經(jīng)吉林省發(fā)展改革委審批后，可免于取消后續(xù)競價資格以及扣除保函資金。

（二）信用管理。競價主體在材料申報、競價過程中存在以下情況時，應(yīng)納入信用管理，上報吉林省發(fā)展改革委、吉林省能源局，并按照相關(guān)規(guī)定進行處理，且入選結(jié)果無效，該項目競價主體在吉林省3年內(nèi)禁止競價：

1.處于被行政主管部門責令停產(chǎn)、停業(yè)或進入破產(chǎn)程序；

2.處于行政主管部門相關(guān)文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內(nèi)；

3.近三年存在騙取中標或嚴重違約，經(jīng)有關(guān)部門認定的因其服務(wù)引起的重大及以上質(zhì)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(wǎng)站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執(zhí)行人名單。

（三）爭議處理。因競價工作實施過程中引起的爭議問題，優(yōu)先通過國網(wǎng)吉林省電力公司與競價主體協(xié)商解決，協(xié)商期原則不超過10個工作日，并簽訂和解協(xié)議書；協(xié)商未果的，可提請吉林省發(fā)展改革委、吉林省能源局、國家能源局東北監(jiān)管局參與調(diào)解工作，建立“申訴-復(fù)核-公示”三級流程，調(diào)解過程不超過30個工作日（依職權(quán)調(diào)查取證所需時間不計入），達成一致后，由國家能源局東北監(jiān)管局出具調(diào)解終止通知書，到期未達成一致的，視為調(diào)解不成；調(diào)解不成的爭議問題，雙方依據(jù)合同或協(xié)議約定的爭議解決方式。未簽訂合同或協(xié)議情況下，爭議方可通過司法途徑解決爭議。在爭議解決期間，合同或協(xié)議的履行以爭議解決條款約定為準，其他競價主體的競價工作事項仍需正常進行。

（四）保密與信息安全。各競價主體應(yīng)自覺維護公平公正的新能源項目競價秩序，嚴格遵守電力市場規(guī)則及國家相關(guān)規(guī)定，依法合規(guī)參與新能源項目競價工作，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。競價工作組要嚴守保密規(guī)定，充分發(fā)揮市場自律和社會監(jiān)督作用，督促競價主體簽訂自律公約并規(guī)范執(zhí)行。競價工作組要履行好市場監(jiān)控和風(fēng)險防控責任，對違反競價規(guī)則、串通報價等違規(guī)行為依規(guī)開展監(jiān)測。