10月15日，重庆市发展和改革委员会印发《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知，其中提到，建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于其电价水平（以下简称“机制电价”)的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用。执行机制电价的项目可在每年10月底前自主向电网企业申请下调次年机制电量比例，调低比例部分不得再次申请纳入机制电价范围。现货连续运行时，纳入机制的电量，初期不再参与电力中长期交易和绿色电力交易。差价结算机制自2026年1月1日起执行。完善现货市场交易和价格机制。市调直调集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目作为价格接受者或聚合后“报量报价”、“报量不报价”参与现货市场交易。新能源项目公平参与实时市场，自愿参与日前市场。用户侧可在报装容量范围内自主决策日前市场申报购买量。现货市场申报、出清上限暂按1.5元/千瓦时执行，现货市场申报、出清下限暂按0元/千瓦时执行，后续结合电力市场建设情况动态调整。存量项目电量规模、机制电价和执行期限：1.存量项目范围。2025年6月1日以前投产（即全容量并网，下同)的新能源项目。2.机制电量规模。存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。单个项目在签约规模上限范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。3.机制电价。存量项目的机制电价按0.3964元/千瓦时执行。4,执行期限。集中式和分散式风电项目、集中式光伏发电项目执行期限按各项目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定，分布式光伏发电项目按照投产满20年对应时间确定。增量项目电量规模、机制电价和执行期限：1.增量项目范围。2025年6月1日起投产的新能源项目。2.竞价时间。原则上每年10月组织开展下一年的竞价工作。竞价工作由市发展改革委会同市经济信息委、市能源局共同组织，委托国网重庆市电力公司按照本实施方案及配套政策要求开展具体工作。3.竞价分类。综合考虑建设成本和运行特性的差异，初期分为风电和光伏发电两类组织竞价。