9月2日，浙江省發(fā)改委發(fā)布關于公開征求《浙江省新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》及配套實施細則意見的通知。

《征求意見稿》在新能源發(fā)電價格結算機制方面，針對存量項目機制電價標準：

1.機制電價，與現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電價的，按照現行價格執(zhí)行。

2.機制電量，根據機制電量比例乘實際上網電量確定。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綠電交易結算電量占其總上網電量比例計算，并設置比例上限最小值。鼓勵新能源項目通過設備更新、改造升級等方式提升競爭力、參與市場競爭；項目全容量投產后，按規(guī)定進行更新的，更新前裝機規(guī)模參照原項目政策實施，新增裝機所產生電量，不參與機制電價。

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。

針對增量項目機制電價競價原則，《征求意見稿》明確：

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。參與深遠海（國管海域）風電競價主體較為集中的，不單獨組織競價，可由“根據項目成本調查結果，與其他類型競價結果聯(lián)動”等市場化方式形成機制電價。除統(tǒng)調新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產后參與競價。

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時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。中標后未按期全容量投產的，按照相關細則條款予以考核。

針對退出規(guī)則方面，《征求意見稿》明確：

已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出，也可自愿申請調減次年機制電量。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍；自愿申請調減的，調減后不得增加。新能源項目填報退出、調減申請通過后，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制協(xié)議相關條款（以下簡稱“機制電價結算條款”）自動調整并生效。

《征求意見稿》全文如下：

浙江省新能源上網電價市場化改革實施方案

（征求意見稿）

為全面貫徹落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）有關要求，推動新能源上網電量全面進入電力市場，建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策有序銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，促進我省能源結構轉型和新能源產業(yè)高質量發(fā)展，制定本方案。

一、推動新能源全面進入電力市場

（一）新能源全面參與現貨市場。新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）上網電量全部進入電力市場。其中統(tǒng)調新能源項目按照相關市場規(guī)則，以“報量報價”方式參與現貨市場，加快實現自愿參與日前市場。其他新能源項目作為價格接受者參與現貨市場，按照現貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）月度平均價格結算；具備條件的可以“報量報價”方式參與現貨市場。參與綠電交易的新能源項目，現貨市場結算價格按照相關市場規(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）健全電力輔助服務市場。持續(xù)豐富輔助服務市場交易品種，適時建立備用輔助服務市場，允許具有調節(jié)能力的新能源參與輔助服務市場。現貨市場正式運行期間，新能源項目不再承擔調頻、備用等輔助服務市場費用。

二、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制

（四）新能源存量項目機制電價標準。1.機制電價，與現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電價的，按照現行價格執(zhí)行。2.機制電量，根據機制電量比例乘實際上網電量確定。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綠電交易結算電量占其總上網電量比例計算，并設置比例上限最小值。鼓勵新能源項目通過設備更新、改造升級等方式提升競爭力、參與市場競爭；項目全容量投產后，按規(guī)定進行更新的，更新前裝機規(guī)模參照原項目政策實施，新增裝機所產生電量，不參與機制電價。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。參與深遠海（國管海域）風電競價主體較為集中的，不單獨組織競價，可由“根據項目成本調查結果，與其他類型競價結果聯(lián)動”等市場化方式形成機制電價。除統(tǒng)調新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產后參與競價。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時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。中標后未按期全容量投產的，按照相關細則條款予以考核。

（六）新能源機制電價差價電費結算規(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貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）月度加權均價確定。月度機制電量=當月實際上網電量×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中標的年度機制電量、批準（備案）裝機容量、同類項目年發(fā)電利用小時數標桿折算，年發(fā)電利用小時數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）×同類項目年發(fā)電利用小時數標桿；新能源增量項目年度累計結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)行期限內可自愿申請退出，也可自愿申請調減次年機制電量。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍；自愿申請調減的，調減后不得增加。新能源項目填報退出、調減申請通過后，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制協(xié)議相關條款（以下簡稱“機制電價結算條款”）自動調整并生效。

三、做好改革政策銜接

（八）做好與電力市場建設銜接。對納入機制的電量不再開展其他形式的差價結算。集中式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量×同類項目年發(fā)電利用小時數標桿×（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×同類項目年發(fā)電利用小時數標桿×（1-機制電量比例）×0.5。計算月度交易限額時，可按照年發(fā)電利用小時數標桿/12確定（四舍五入取整）；新能源項目當年已結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電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結算，機制電量對應綠證統(tǒng)一劃轉至省級專用綠證賬戶，處理方式另行明確。

（十）做好與電網企業(yè)代理購電銜接。電網企業(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、上網等的前置條件。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內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。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，充分聽取有關方面意見，制定具體實施細則，周密組織落實，主動協(xié)調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)展價格機制相關的競價系統(tǒng)搭建、競價組織實施、合同簽訂、保函管理、電費結算、信息披露、技術支持系統(tǒng)升級改造等相關工作。

（十三）細化組織實施。省發(fā)展改革委（能源局）、省電力公司通過公告方式告知存量項目相關政策，新能源存量項目主體應在公告規(guī)定的期限內與電網企業(yè)重簽購售電合同（含“機制電價結算條款”）；其中統(tǒng)調新能源項目在規(guī)定期限內未完成重簽的，視為主動放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍；其他新能源項目在規(guī)定期限內未完成重簽的，機制電價結算條款按政府公告的統(tǒng)一標準執(zhí)行。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投產流程時應完成購售電合同（含“機制電價結算條款”）簽訂，機制電價結算條款按照政府公布的競價結果確定。購售電合同對機制電價結算條款另有約定的，從其約定。

（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，當交易價格出現異常波動時，及時開展復盤分析，并根據情況進行適應性調整，確保新能源上網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 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和其他相關政策執(zhí)行。我省新能源電價、補貼等有關政策規(guī)定與本方案不一致的，以本方案為準。

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