中國儲能網(wǎng)訊：
省發(fā)展改革委 省能源局關(guān)于印發(fā)《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則的通知
浙發(fā)改能源〔2025〕250號
各設(shè)區(qū)市發(fā)展改革委、寧波市能源局，省電力公司、省能源集團、各中央發(fā)電集團浙江分公司、浙江電力交易中心，各有關(guān)電力企業(yè)和用戶：
根據(jù)《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 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和我省電力市場化改革有關(guān)工作要求，現(xiàn)將《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則印發(fā)給你們，自2026年1月1日起施行，請各地、各單位遵照執(zhí)行。
附件：1.浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案
2.浙江省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制實施細則
浙江省發(fā)展和改革委員會
浙江省能源局
2025年10月31日
浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案
為全面貫徹落實《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 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）有關(guān)要求，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，保持存量項目政策有序銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，促進我省能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，制定本方案。
一、推動新能源全面進入電力市場
（一）新能源全面參與現(xiàn)貨市場。新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量全部進入電力市場。其中統(tǒng)調(diào)新能源項目按照相關(guān)市場規(guī)則，以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。其他新能源項目作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，按照現(xiàn)貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）月度平均價格結(jié)算，適時探索結(jié)算價格按照所在節(jié)點實時市場價格確定；具備條件的可以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場。參與綠電交易的新能源項目，現(xiàn)貨市場結(jié)算價格按照相關(guān)市場規(guī)則執(zhí)行。
（二）新能源有序參與中長期市場。新能源項目通過綠電交易形式參與中長期交易。新能源參與綠電交易的申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。適時推廣多年期綠電交易機制，鼓勵分布式新能源通過聚合商參與綠電交易。
（三）健全電力輔助服務(wù)市場。持續(xù)豐富輔助服務(wù)市場交易品種，適時建立備用輔助服務(wù)市場，允許具有調(diào)節(jié)能力的新能源參與輔助服務(wù)市場?，F(xiàn)貨市場正式運行期間，新能源項目不再承擔調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場費用。
二、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制
（四）新能源存量項目機制電價標準。1.機制電價，與現(xiàn)行價格政策有序銜接，明確為0.4153元/千瓦時；通過競爭性配置形成上網(wǎng)電價的，按照現(xiàn)行價格執(zhí)行。2.機制電量，根據(jù)機制電量比例乘實際上網(wǎng)電量確定。項目每年可自主確定次年機制電量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量項目首次確定機制電量比例時，統(tǒng)調(diào)新能源項目（除已開展競爭性配置的新能源項目）不得高于90%，其他新能源項目不得高于100%；參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例上限根據(jù)綠電交易結(jié)算電量占其總上網(wǎng)電量比例計算，并設(shè)置比例上限最小值。鼓勵新能源項目通過設(shè)備更新、改造升級等方式提升競爭力、參與市場競爭。3.執(zhí)行期限，享有國家可再生能源補貼（以下簡稱“新能源補貼”）的新能源項目，參照新能源補貼期限執(zhí)行；無新能源補貼的，執(zhí)行期限按照全容量投產(chǎn)之日起滿20年與發(fā)電量達到全生命周期合理利用小時數(shù)對應電量折算期限較早者確定。執(zhí)行期限屆滿后，次月不再執(zhí)行機制電價。
（五）新能源增量項目機制電價競價原則。1.機制電價、機制電量，通過全省集中性競價確定，實行分類組織競價。分類組織競價時，同一年度競價采用相同的競價上限、下限。深遠海（國管海域）風電主體較為集中的，可不單獨組織競價，由“根據(jù)項目成本調(diào)查結(jié)果，與其他類型競價結(jié)果聯(lián)動”等市場化方式形成機制電價。除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與競價。2.每年新增機制電量總規(guī)模，參考上年可再生能源消納責任權(quán)重完成情況制定；組織首次競價時，總規(guī)模與當前新能源非市場化電量比例銜接，并按照實際執(zhí)行政策的月份進行折算。3.執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定；起始時間按項目申報的全容量投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。中標后未按期全容量投產(chǎn)的，按照相關(guān)細則條款予以考核。
（六）新能源機制電價差價電費結(jié)算規(guī)則。1.計算原則，月度機制電價差價電費=月度機制電量×（機制電價-月度市場交易均價）；其中，月度市場交易均價按照現(xiàn)貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）月度加權(quán)均價確定。月度機制電量=當月實際上網(wǎng)電量×機制電量比例；其中，新能源增量項目當年的機制電量比例根據(jù)中標的年度機制電量、批準（備案）裝機容量、項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿折算，年發(fā)電利用小時數(shù)標桿由政府主管部門定期發(fā)布更新。2.電量上限，新能源存量項目年度累計結(jié)算的機制電量上限=項目裝機容量（實際裝機容量、批準或備案裝機容量取小值）×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿；新能源增量項目年度累計結(jié)算的機制電量上限為競價中標的年度機制電量。3.偏差管理，若新能源項目當年已結(jié)算機制電量達到上限，則當月超過部分及后續(xù)月份電量均不再執(zhí)行機制電價；若新能源增量項目年底仍未達到競價中標的年度機制電量，缺額部分不進行跨年滾動。4.疏導方式，差價電費由全體工商業(yè)用戶按結(jié)算電量占比分攤或分享，納入系統(tǒng)運行費用。
（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制退出規(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，也可自愿申請調(diào)減次年機制電量。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；自愿申請調(diào)減的，調(diào)減后不得增加。新能源項目填報退出、調(diào)減申請通過后，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制協(xié)議相關(guān)條款（以下簡稱“機制電價結(jié)算條款”）自動調(diào)整并生效。
三、做好改革政策銜接
（八）做好與電力市場建設(shè)銜接。對納入機制的電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。集中式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×（1-機制電量比例）。分布式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×（1-機制電量比例）×0.5。計算月度交易限額時，可按照年發(fā)電利用小時數(shù)標桿/12確定（四舍五入取整）；新能源項目當年已結(jié)算機制電量達到上限后，后續(xù)月可全量參與綠電交易。
（九）做好與新能源綠證銜接。納入機制的電量不重復獲得綠證收益，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，機制電量對應綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶，處理方式另行明確。
（十）做好與電網(wǎng)企業(yè)代理購電銜接。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，市場化采購電量價格按照市場交易價格確定。
（十一）做好與現(xiàn)行新能源政策銜接。配置儲能不作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。已開展競爭性配置的海上風電項目，作為存量項目納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，機制電價為其競爭性配置價格。新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。
四、協(xié)同推進政策落地
（十二）加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。省發(fā)展改革委（能源局）會同浙江能源監(jiān)管辦、省電力公司、浙江電力交易中心、省發(fā)展規(guī)劃研究院成立工作組，充分聽取有關(guān)方面意見，制定具體實施細則，周密組織落實，主動協(xié)調(diào)解決實施過程中遇到的問題；加強政策宣傳解讀，及時回應社會關(guān)切，凝聚改革共識。省電力公司做好新能源可持續(xù)發(fā)展價格機制相關(guān)的競價系統(tǒng)搭建、競價組織實施、合同簽訂、電費結(jié)算、信息披露、技術(shù)支持系統(tǒng)升級改造等相關(guān)工作。
（十三）細化組織實施。省發(fā)展改革委（能源局）、省電力公司通過短信、客戶端、網(wǎng)站公告等渠道告知存量項目相關(guān)政策，新能源存量項目主體應在公告規(guī)定的期限內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)重簽購售電合同（含“機制電價結(jié)算條款”）；其中統(tǒng)調(diào)新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，不納入機制電價執(zhí)行范圍；其他新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，機制電價結(jié)算條款暫按政府公告的統(tǒng)一標準執(zhí)行，完成購售電合同重簽后，對機制電價結(jié)算條款另有約定的，從其約定。省發(fā)展改革委（能源局）委托省電力公司在每年中長期（年度）交易之前，組織開展次年新能源增量項目機制電價競價。新能源增量項目在辦理并網(wǎng)投產(chǎn)流程時應完成購售電合同（含“機制電價結(jié)算條款”）簽訂，機制電價結(jié)算條款按照政府公布的競價結(jié)果確定。
（十四）做好跟蹤評估。省發(fā)展改革委（能源局）定期跟蹤監(jiān)測新能源交易價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，當交易價格出現(xiàn)異常波動時，及時開展復盤分析，并根據(jù)情況進行適應性調(diào)整，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。定期評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。
本方案未明確事項按照《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 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和其他相關(guān)政策執(zhí)行。我省新能源電價、補貼等有關(guān)政策規(guī)定與本方案不一致的，以本方案為準。
