浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）
9月3日，浙江省发展和改革委员会发布关于公开征求《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套实施细则意见的通知。
（一）新能源存量项目机制电价标准。
1.机制电价，与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。
2.机制电量，根据机制电量比例乘实际上网电量确定。项目每年可自主确定次年机制电量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量项目首次确定机制电量比例时，统调新能源项目（除已开展竞争性配置的新能源项目）不得高于90%，其他新能源项目不得高于100%；参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算，并设置比例上限最小值。鼓励新能源项目通过设备更新、改造升级等方式提升竞争力、参与市场竞争；项目全容量投产后，按规定进行更新的，更新前装机规模参照原项目政策实施，新增装机所产生电量，不参与机制电价。
3.执行期限，享有国家可再生能源补贴（以下简称“新能源补贴”）的新能源项目，参照新能源补贴期限执行；无新能源补贴的，执行期限按照全容量投产之日起满20年与发电量达到全生命周期合理利用小时数对应电量折算期限较早者确定，执行期限届满后，次月不再执行机制电价。
（二）新能源增量项目机制电价竞价原则。
1.机制电价、机制电量，通过全省集中性竞价确定，实行分类组织竞价。分类组织竞价时，同一年度竞价采用相同的竞价上限、下限。参与深远海（国管海域）风电竞价主体较为集中的，不单独组织竞价，可由“根据项目成本调查结果，与其他类型竞价结果联动”等市场化方式形成机制电价。除统调新能源项目外，其他新能源项目应在全容量投产后参与竞价。
2.每年新增机制电量总规模，参考上年可再生能源消纳责任权重完成情况制定；组织首次竞价时，总规模与当前新能源非市场化电量比例衔接，并按照实际执行政策的月份进行折算。
3.执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定；起始时间按项目申报的全容量投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。中标后未按期全容量投产的，按照相关细则条款予以考核。
浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案
（征求意见稿）
为全面贯彻落实《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，推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策有序衔接，稳定增量项目收益预期，促进我省能源结构转型和新能源产业高质量发展，制定本方案。
一、推动新能源全面进入电力市场
（一）新能源全面参与现货市场。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。其中统调新能源项目按照相关市场规则，以“报量报价”方式参与现货市场，加快实现自愿参与日前市场。其他新能源项目作为价格接受者参与现货市场，按照现货实时市场同类项目（分风电、光伏两类）月度平均价格结算；具备条件的可以“报量报价”方式参与现货市场。参与绿电交易的新能源项目，现货市场结算价格按照相关市场规则执行。
（二）新能源有序参与中长期市场。新能源项目通过绿电交易形式参与中长期交易。新能源参与绿电交易的申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。适时推广多年期绿电交易机制，鼓励分布式新能源通过聚合商参与绿电交易。
（三）健全电力辅助服务市场。持续丰富辅助服务市场交易品种，适时建立备用辅助服务市场，允许具有调节能力的新能源参与辅助服务市场。现货市场正式运行期间，新能源项目不再承担调频、备用等辅助服务市场费用。
二、建立新能源可持续发展价格结算机制
（四）新能源存量项目机制电价标准。1.机制电价，与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。2.机制电量，根据机制电量比例乘实际上网电量确定。项目每年可自主确定次年机制电量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量项目首次确定机制电量比例时，统调新能源项目（除已开展竞争性配置的新能源项目）不得高于90%，其他新能源项目不得高于100%；参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算，并设置比例上限最小值。鼓励新能源项目通过设备更新、改造升级等方式提升竞争力、参与市场竞争；项目全容量投产后，按规定进行更新的，更新前装机规模参照原项目政策实施，新增装机所产生电量，不参与机制电价。3.执行期限，享有国家可再生能源补贴（以下简称“新能源补贴”）的新能源项目，参照新能源补贴期限执行；无新能源补贴的，执行期限按照全容量投产之日起满20年与发电量达到全生命周期合理利用小时数对应电量折算期限较早者确定，执行期限届满后，次月不再执行机制电价。
（五）新能源增量项目机制电价竞价原则。1.机制电价、机制电量，通过全省集中性竞价确定，实行分类组织竞价。分类组织竞价时，同一年度竞价采用相同的竞价上限、下限。参与深远海（国管海域）风电竞价主体较为集中的，不单独组织竞价，可由“根据项目成本调查结果，与其他类型竞价结果联动”等市场化方式形成机制电价。除统调新能源项目外，其他新能源项目应在全容量投产后参与竞价。2.每年新增机制电量总规模，参考上年可再生能源消纳责任权重完成情况制定；组织首次竞价时，总规模与当前新能源非市场化电量比例衔接，并按照实际执行政策的月份进行折算。3.执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定；起始时间按项目申报的全容量投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。中标后未按期全容量投产的，按照相关细则条款予以考核。
（六）新能源机制电价差价电费结算规则。1.计算原则，月度机制电价差价电费=月度机制电量×（机制电价-月度市场交易均价）；其中，月度市场交易均价按照现货实时市场同类项目（分风电、光伏两类）月度加权均价确定。月度机制电量=当月实际上网电量×机制电量比例；其中，新能源增量项目当年的机制电量比例根据中标的年度机制电量、批准（备案）装机容量、同类项目年发电利用小时数标杆折算，年发电利用小时数标杆由政府主管部门定期发布更新。2.电量上限，新能源存量项目年度累计结算的机制电量上限=项目装机容量（实际装机容量、批准或备案装机容量取小值）×同类项目年发电利用小时数标杆；新能源增量项目年度累计结算的机制电量上限为竞价中标的年度机制电量。3.偏差管理，若新能源项目当年已结算机制电量达到上限，则当月超过部分及后续月份电量均不再执行机制电价；若新能源增量项目年底仍未达到竞价中标的年度机制电量，缺额部分不进行跨年滚动。4.疏导方式，差价电费由全体工商业用户按结算电量占比分摊或分享，纳入系统运行费用。
（七）新能源可持续发展价格结算机制退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出，也可自愿申请调减次年机制电量。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围；自愿申请调减的，调减后不得增加。新能源项目填报退出、调减申请通过后，新能源可持续发展价格结算机制协议相关条款（以下简称“机制电价结算条款”）自动调整并生效。
三、做好改革政策衔接
（八）做好与电力市场建设衔接。对纳入机制的电量不再开展其他形式的差价结算。集中式新能源中长期（绿电）交易限值=批准（备案）装机容量×同类项目年发电利用小时数标杆×（1-机制电量比例）。分布式新能源中长期（绿电）交易限值=批准（备案）装机容量×同类项目年发电利用小时数标杆×（1-机制电量比例）×0.5。计算月度交易限额时，可按照年发电利用小时数标杆/12确定（四舍五入取整）；新能源项目当年已结算机制电量达到上限后，后续月可全量参与绿电交易。
（九）做好与新能源绿证衔接。纳入机制的电量不重复获得绿证收益，绿电交易电量的绿证收益，采用“当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小”的原则结算，机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户，处理方式另行明确。
（十）做好与电网企业代理购电衔接。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源，市场化采购电量价格按照市场交易价格确定。
（十一）做好与现行新能源政策衔接。配置储能不作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。已开展竞争性配置的海上风电项目，作为存量项目纳入新能源可持续发展价格结算机制，机制电价为其竞争性配置价格。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。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照原有规定执行。
四、协同推进政策落地
（十二）加强统筹协调。省发展改革委（能源局）会同浙江能源监管办、省电力公司、浙江电力交易中心、省发展规划研究院成立工作组，充分听取有关方面意见，制定具体实施细则，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。省电力公司做好新能源可持续发展价格机制相关的竞价系统搭建、竞价组织实施、合同签订、保函管理、电费结算、信息披露、技术支持系统升级改造等相关工作。
（十三）细化组织实施。省发展改革委（能源局）、省电力公司通过公告方式告知存量项目相关政策，新能源存量项目主体应在公告规定的期限内与电网企业重签购售电合同（含“机制电价结算条款”）；其中统调新能源项目在规定期限内未完成重签的，视为主动放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围；其他新能源项目在规定期限内未完成重签的，机制电价结算条款按政府公告的统一标准执行。省发展改革委（能源局）委托省电力公司在每年中长期（年度）交易之前，组织开展次年新能源增量项目机制电价竞价。新能源增量项目在办理并网投产流程时应完成购售电合同（含“机制电价结算条款”）签订，机制电价结算条款按照政府公布的竞价结果确定。购售电合同对机制电价结算条款另有约定的，从其约定。
（十四）做好跟踪评估。省发展改革委（能源局）定期跟踪监测新能源交易价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，当交易价格出现异常波动时，及时开展复盘分析，并根据情况进行适应性调整，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。定期评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。
本方案未明确事项按照《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）和其他相关政策执行。我省新能源电价、补贴等有关政策规定与本方案不一致的，以本方案为准。
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