新能源项目包括集中式光伏和风电、分布式光伏、分散式风电。上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。分布式光伏、分散式风电可选择直接参与、聚合参与或作为价格接受者参与市场，未选择直接参与或聚合参与市场的，作为价格接受者参与。对参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。
云南对新能源存量项目延续差价结算机制，增量项目通过竞价形成电价。2025年6月1日前全容量并网的存量新能源项目，衔接现行政策，即延续差价结算机制，并对集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等类型，均作了细化。存量项目机制电价执行期限按各项目2025年5月底剩余全生命周期合理利用小时数，对应年份与全容量并网满20年对应年份较早者确定，到期后不再执行机制电价，由市场交易形成上网电价。
自2023年起，云南率先建立新能源项目价格退坡与市场疏导相结合的差价结算机制，在推动集中式新能源全面入市基础上，确定一定电量比例执行燃煤基准价，其余电量执行清洁能源市场交易均价，执行燃煤基准价的电量比例结合成本下降幅度逐步退坡，价差补偿资金向全体工商业用户分摊。上述电价政策符合国家改革方向，存量项目继续执行。
2025年6月1日起全容量并网的新能源增量项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、竞价上下限和单个项目申报电量区间等参数，具体在竞价公告中予以明确。
增量项目全面落实国家改革要求，通过合理确定机制电量规模和竞价上下限，组织增量项目自愿竞价形成机制电价，对纳入机制的项目电量在执行期限内实行差价结算。机制电量规模和竞价上下限的确定既注重稳定新能源发展预期，也注重保障工商业用户用电价格水平基本稳定，后续还将结合市场变化情况及时调整完善相关政策规定。
省发展改革委还牵头组织相关部门和单位同步研究制定3个配套细则，明确新能源项目入市参与电能量交易、增量新能源项目参与竞价、电网企业依据竞价结果开展差价结算等具体事宜。(廖兴阳)
