1）存量分布式新能源项目，其上网电量全部纳入机制电量规模，纳入机制电量比例为100%，机制电价为420.7元/兆瓦时。

2）已开展竞争性配置的海上风电项目，按照自治区 现行政策执行。

3）存量集中式新能源项目(不含海上风电项目)纳入机制电量规模由自治区发改委商自治区能源局按年确定，其中2025年电量已由2025年中长期合约保障，不再设置机制电量。集中式新能源项目(不含海上风电项目)机制电价为324元/兆瓦时。

2、增量项目：机制电量比例

1）2025年6月1日起投产的新能源项目，纳入2025年机制电量的规模按照广西2024年新能源非市场化比例确定为33%(全年为65%)/广西现行新能源非市场化比例确定为8%(全年为16%)。

2）2026年及后续年份每年新增纳入机制的电量规模，根据广西完成国家下达的年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。

超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制电量的规模适当增加。单个项目申请纳入机制的电量的比例不超过80%。

我区竞价上限暂定为0.4207元/千瓦时，竞价下限暂定为XXX元/千瓦时。

3）按照我区新能源项目回收初始投资的平均期限12年执行，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

3、机制电量的绿证纳入省级专用账户

新能源项目纳入机制的电量，不重复获得绿证收益。

纳入机制的电量对应绿证由核发部门全部划转至省级专用绿证账户，由全体工商业用户共有。

4、增量项目的竞价规则

我区每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，分为风电、光伏两类组织竞价。

1）每年11月底前完成次年增量新能源项目规模测算。

2）增量项目每年新增纳入机制的电量规模、单个项目申报比例上限，由自治区发改委根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定，但不得高于上一年。

单个项目申请纳入机制的电量的比例不超过80%

3）每月实际执行的机制电量=每月实际上网电量×该新能源发电项目机制电量比例。

如当年累计执行机制电量达到规模上限，则超过部分及后续月不再执行机制电价。

当年底累计各月实际执行机制电量小于年度机制电量规模，不足部分不跨年滚动

5、未如期并网的违约责任

1）未并网项目需要缴纳履约保函，保函金额按照项目核准装机容量、我区该类电源过去三年平均发电利用小时、我区该类电源过去三年平均上网电价三者乘积的一定比例确定，比例暂定为8%。保函的有效期为项目投产后半年

2）如项目实际投产时间较申报投产延迟时间不超过6个月，实际投产日期前的覆盖电量自动失效、不滚动纳入后续月份，按延期天数每日扣除履约保函金额的1‰作为违约金，扣除的履约保函资金纳入系统运行费；

如实际投产时间较申报投产时间晚超过6个月，取消3年内该项目投资方所有新能源项目竞价资格，并且该项目当次竞价入选结果作废，扣除全额履约保函资金。

因重大政策调整、自然灾害等不可抗力因素变化导致的延期，提供自治区及以上能源主管部门出具的证明文件，经自治区政府主管部门审批后，可免于取消后续竟价资格以及扣除保函资金。

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