安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）

发布时间：   来源:安徽省能源局

光伏园网获悉，8月29日，安徽省发展和改革委员会发布关于公开征求《安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见的公告。

要点摘录如下：

1、推动全电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；

2、不得将配置储能作为新建新能源项目核准（备案）、并网、上网等的前置条件。

3、2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目及存量项目，已承诺通过租赁方式落实储能配置的，在其全生命周期内继续按承诺租赁储能，否则按自愿退出机制处理。

4、存量项目电量及电价：

2025年6月1日以前投产（全容量并网，下同）的新能源项目：

（1）电量规模：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。单个项目年机制电量比例，按其2024年度上网电量扣减当年中长期（含绿电）合同实际结算电量（小于零则按零处理，下同）占当年上网电量的比例确定。新能源项目在机制电量规模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。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级（不含增容）等方式，主动参与市场竞争。

（2）机制电价：按我省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行。部分项目已有文件明确其上网电价的，以该上网电价（不含补贴）作为其机制电价。

（3）执行期限：按自投产之日起满20年与剩余全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）较早者确定。

5、增量项目电量及电价

2025年6月1日起投产的新能源项目：

（1）电量规模：每年新增纳入机制的电量规模，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。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，次年纳入机制的电量规模适当增加。增量项目机制电量均通过竞价获得，单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量的一定比例（2025年竞价为85%），后期将根据新能源发展情况适时调整。年上网电量按年合理利用小时数计算，风电、光伏年合理利用小时数分别按1800小时、1100小时确定。已投产的增量新能源项目在参与竞价获得机制电量前，可以参与月度及以下中长期交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。

（2）机制电价：每年组织具备条件的新能源项目自愿参与竞价，竞价分类方式根据新能源发展情况确定。竞价时按报价从低到高的原则确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，确定竞价上下限。

（3）执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。

原文如下：

安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案

（征求意见稿）

为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）有关要求，推动新能源公平参与电力市场交易，促进新能源高质量可持续发展，结合我省实际，制定本实施方案。

一、推动新能源上网电价全面由市场形成

（一）推动全电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据市场建设情况，适时推动生物质能等各类电源参与市场交易。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。

（二）参与市场交易方式。具备上网电力预测条件、能执行电力调度机构功率控制指令的新能源项目及虚拟电厂（能源聚合类）可以“报量报价”参与现货市场。同时，所有新能源项目及虚拟电厂（能源聚合类）也可以“不报量不报价”方式，作为价格接受者参与现货市场。

参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按跨省跨区送电相关政策执行。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按原有规定执行。

二、建立支持新能源可持续发展价格机制

（三）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机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，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由全体工商业用户分摊或分享。现货连续运行期间，市场交易均价为同类型项目所有节点实时市场分时月度加权交易均价；现货未连续运行期间，原则上按同类型项目活跃周期中长期交易加权平均价格确定。

（四）存量项目。2025年6月1日以前投产（全容量并网，下同）的新能源项目：（1）电量规模：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。单个项目年机制电量比例，按其2024年度上网电量扣减当年中长期（含绿电）合同实际结算电量（小于零则按零处理，下同）占当年上网电量的比例确定。新能源项目在机制电量规模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。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级（不含增容）等方式，主动参与市场竞争。（2）机制电价：按我省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行。部分项目已有文件明确其上网电价的，以该上网电价（不含补贴）作为其机制电价。（3）执行期限：按自投产之日起满20年与剩余全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）较早者确定。

（五）增量项目。2025年6月1日起投产的新能源项目：（1）电量规模：每年新增纳入机制的电量规模，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。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，次年纳入机制的电量规模适当增加。增量项目机制电量均通过竞价获得，单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量的一定比例（2025年竞价为85%），后期将根据新能源发展情况适时调整。年上网电量按年合理利用小时数计算，风电、光伏年合理利用小时数分别按1800小时、1100小时确定。已投产的增量新能源项目在参与竞价获得机制电量前，可以参与月度及以下中长期交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。（2）机制电价：每年组织具备条件的新能源项目自愿参与竞价，竞价分类方式根据新能源发展情况确定。竞价时按报价从低到高的原则确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，确定竞价上下限。（3）执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。

2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目，可单独组织竞价，由企业自愿参与。通过单独竞价纳入机制的项目，其相应储能容量不再获得容量补偿收益。

（六）结算方式。对纳入机制的电量，省电力公司每月按机制电价与市场交易均价开展差价结算，结算费用=机制电量×（机制电价-市场交易均价），初期不再开展其他形式的差价结算。接受市场价格的新能源项目，存量项目按同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均价结算，增量项目原则上按所在节点实时市场分时价格结算，暂不具备条件的，按同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均价结算。

存量新能源项目机制电量比例按本方案第（四）条规定确定，增量新能源项目年度机制电量比例按其竞价获得的年机制电量占年合理利用小时数对应电量的比例确定。月度机制电量比例与年度机制电量比例保持一致。若当年已结算机制电量达到年度机制电量规模，则当年内该月超过部分及后续月不再执行机制电价，若全年结算的机制电量未达到当年机制电量规模，年度剩余的机制电量不进行跨年滚动。

（七）退出机制。已纳入机制电价的新能源项目执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制电价执行范围。擅自增加并网发电容量的项目，按自愿退出机制处理。2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目及存量项目，已承诺通过租赁方式落实储能配置的，在其全生命周期内继续按承诺租赁储能，否则按自愿退出机制处理。

三、完善适应新能源高质量发展的市场机制

（八）健全现货市场交易和价格机制。新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。推动用户侧报量报价参与日前市场。进一步完善现货市场运行和结算规则，统筹考虑我省工商业用户尖峰电价水平、新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，适当放宽现货市场申报价格上下限。

（九）完善中长期市场交易和价格机制。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。现阶段，授权电网企业代表全体用户，按年度采购新能源机制电量并默认形成中长期合同，价格为合同的参考结算价，相关电量同步计入用户侧签约比例。

（十）妥善衔接绿电绿证市场机制。纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。绿色电力环境价值按绿电合同电量、扣减机制电量后的上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定绿证结算数量，以绿证价格结算。省内绿色电力交易通过双边协商、挂牌等方式交易，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。

（十一）优化代理购电价格形成机制。代理购电可通过市场化方式采购新能源电量，对于在中长期交易中未成交的电量，在现货市场中采购。为保障居民和农业价格稳定产生的新增损益，由全体工商业分摊或分享。

（十二）优化电力市场运行环境。坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准（备案）、并网、上网等的前置条件。

四、工作要求

省发展改革委会同相关单位加强政策宣传解读，做好影响测算分析，及时解决实施过程中遇到的问题。省能源局完善现货市场、中长期交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。省电力公司做好竞价平台搭建、结算系统建设，配合开展增量新能源项目竞价工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集，相关情况及时报省发展改革委、省能源局。

本方案自2025年*月1日起正式实施。现行政策规定与本方案不符的，以本方案为准。新能源可持续发展价格结算机制自2026年1月1日起执行，过渡期间新能源项目上网电量电价继续按现行政策执行。

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