福建省深化新能源上网电价市场化改革实施方案印发
2025年10月28日，福建省发展改革委、福建能监办发布关于印发《福建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》。根据方案，将推动新能源上网电量全部进入电力市场。集中式风电、集中式光伏（以下统称集中式新能源），分散式风电、分布式光伏（以下统称分布式新能源）等所有风电、太阳能发电项目，自2026年1月1日起，上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。同时，将根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。
**存量项目**
一是执行范围。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，以及2025年6月1日（不含）前全容量并网投产（以下简称投产）的其他新能源项目。
二是项目机制电量上限。纳入执行范围的新能源项目暂按上网电量的100%确定，后续会根据福建省新能源和市场发展情况，在必要时进行适当调整。若选择电量方式，按2026年1月1日前最近一个完整年度实际上网电量乘以上述比例系数确定；若无完整年度的实际上网电量，则按全年预测上网电量确定，全年预测上网电量根据装机容量、全省同类型项目近三年平均利用小时数及厂用电率计算。
三是机制电价。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目按竞配价格执行，其他新能源项目按现行燃煤基准价393.2元/兆瓦时执行。
四是执行起始时间。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，若投产时间晚于2026年1月1日（不含），从投产次月1日起执行；其他新能源项目从2026年1月1日起执行。
五是执行期限。按执行起始日期起项目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；执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。升级改造项目剩余全生命周期合理利用小时数按照升级改造前容量计算确定。
**增量项目**
一是执行范围。为竞价入选项目。
二是项目机制电量上限。按照中标电量确定，若选择比例方式，按照中标电量除以该项目全年预测上网电量确定。
三是机制电价。通过竞价按边际出清方式确定。
四是执行起始时间。为便于执行，对于直接参与竞价的，入选时已投产的项目执行起始时间按次年1月1日起算；入选时未投产的项目执行起始时间按申报投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。对于委托竞价代理商（以下简称代理商）代理竞价的项目（含入选时已投产），执行起始时间按其代理的所有项目申报最晚投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。
五是执行期限。按照同类型项目回收初始投资的平均期限确定。执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。
**全文如下**
**福建省发展和改革委员会 国家能源局福建监管办公室关于印发《福建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》的通知**
各设区市发改委、平潭综合实验区市场监管局，国网福建省电力有限公司、福建电力交易中心有限公司：
现将《福建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》印发给你们，请抓好贯彻落实。
福建省发展和改革委员会
国家能源局福建监管办公室
2025年10月28日
（此件主动公开）
**福建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**
根据《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）等规定，结合福建省实际，制定本实施方案。
**一、建立健全市场交易机制**
（一）推动新能源上网电量全部进入电力市场。集中式风电、集中式光伏（以下统称集中式新能源），分散式风电、分布式光伏（以下统称分布式新能源）等所有风电、太阳能发电项目，2026年1月1日起上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。
（二）完善现货市场交易和价格机制。综合考虑新能源技术特点和市场成熟度等因素，以适宜方式推动新能源项目参与现货市场交易。新能源项目全量参与可靠性机组组合和实时市场。现货市场申报、出清价格上限主要考虑福建省工商业用户尖峰电价水平等因素确定，价格下限主要根据新能源财政补贴、绿色电力证书（以下简称绿证）、碳市场等收益情况确定，并结合供需及市场建设情况动态调整。
（三）完善中长期市场交易机制。新能源项目可自愿选择参与中长期市场交易。原则上集中式新能源项目直接参与交易，鼓励分布式新能源项目以聚合方式参与交易。新能源项目中长期交易签约比例不作强制要求，签约电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后剩余容量的最大可交易电量确定。推动实现新能源量价、曲线的灵活调整，允许双边协商交易双方根据实际情况合理确定中长期合同的量价、曲线等内容。现阶段中长期结算点为实时市场统一结算点，条件成熟后，经营主体可自行选择以实时市场任一节点作为结算参考点。
（四）完善绿电市场交易机制。绿电交易以双边协商、挂牌交易形式开展，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。绿电交易申报和成交价格分别明确电能量价格与绿证价格，其中电能量部分按照省内中长期交易规则开展结算，绿证部分按当月绿电合同电量、上网电量扣除机制电量的剩余电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，以合同绿证价格结算。
**二、建立新能源可持续发展价格结算机制**
（一）存量项目机制
1. 执行范围。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，2025年6月1日（不含）前全容量并网投产（以下简称投产）的其他新能源项目。
2. 项目机制电量上限。纳入执行范围的新能源项目暂按上网电量的100%确定，后续根据福建省新能源和市场发展情况必要时适当调整。选择电量方式的，按2026年1月1日前最近一个完整年度实际上网电量乘以上述比例系数确定，无完整年度的实际上网电量按全年预测上网电量确定，全年预测上网电量根据装机容量、全省同类型项目近三年平均利用小时数及厂用电率计算。
3. 机制电价。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目按竞配价格执行，其他新能源项目按现行燃煤基准价393.2元/兆瓦时执行。
4. 执行起始时间。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目投产时间晚于2026年1月1日（不含）的，从投产次月1日起执行，其他新能源项目从2026年1月1日起执行。
5. 执行期限。按执行起始日期起项目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；执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。升级改造项目剩余全生命周期合理利用小时数按照升级改造前容量计算确定。
（二）增量项目机制
1. 执行范围。竞价入选项目。
2. 项目机制电量上限。按照中标电量确定，选择比例方式的，按照中标电量除以该项目全年预测上网电量确定。
3. 机制电价。通过竞价按边际出清方式确定。
4. 执行起始时间。为便于执行，对于直接参与竞价的，入选时已投产的项目执行起始时间按次年1月1日起算。入选时未投产的项目执行起始时间按申报投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。对于委托竞价代理商（以下简称代理商）代理竞价的项目（含入选时已投产），执行起始时间按其代理的所有项目申报最晚投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。
5. 执行期限。按照同类型项目回收初始投资的平均期限确定。执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。
（三）竞价组织实施
1. 竞价工作小组。省发改委会同福建能源监管办指导国网福建省电力有限公司成立竞价工作小组，负责竞价准备、资质审核、竞价实施等具体事项。
2. 竞价申报主体。竞价申报主体（以下简称竞价主体）为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同权利的法人或自然人，申报项目为其已投产和未来12个月内投产，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。其中，自然人申报项目仅限于自然人户用分布式光伏项目。分布式新能源项目可以直接或者委托代理商申报竞价。
3. 竞价频次。原则上按年组织，视情况调整竞价组织频次，2025年开展首次竞价。
4. 竞价电量总规模。第一年（次）竞价电量总规模按照福建省新能源增量项目年度上网电量总规模的一定比例确定，第二年（次）及以后比例上限根据国家下达的非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力以及福建省新能源增量项目规模等因素确定。
5. 分类型组织竞价。初期必要时可分技术类型组织竞价，后期逐步合并为统一竞价。
6. 单个项目申报电量上限。上限 = 核准（备案）容量×近三年福建省同类型项目平均发电利用小时数×（1 - 福建省同类型项目上一年度厂用电率）×比例(K)
其中：比例(K)根据福建省新能源消纳及市场供需情况确定，最高取值90%。自发自用余电上网模式的分布式新能源项目进行机制电量差价结算时扣除自发自用电量。
7. 申报充足率。为促进新能源项目充分竞争，按照竞价类型分别开展申报充足率(H)检测，当申报的机制电量规模无法满足申报充足率要求时，竞价电量总规模自动缩减，直至满足要求为止。
申报充足率(H)=∑该类型项目有效申报电量/该类型竞价电量总规模
其中：有效申报电量指通过审查的竞价主体所申报项目机制电量规模。
8. 申报价格限值。设定竞价上限，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，初期同时设定竞价下限，按照先进电站造价水平折算度电成本确定。
9. 机制电量和电价。采用边际出清的方式确定。将竞价主体按申报价格从低到高排序，申报价格相同时，按申报时间优先原则排序，直至满足申报充足率检测后的竞价电量总规模，取最后一个入选项目报价作为本次所有入选项目的机制电价，最后入选的项目按申报电量全额成交。
（四）竞价组织管理
1. 增量项目容量和投产时间认定。投产规模按照项目核准或备案文件明确的建设容量予以认定。投产时间按发电类电力业务许可证载明的最后一台机组并网时间予以认定；豁免电力业务许可项目投产时间以电网企业业务系统明确的并网送电时间为准。
2. 代理商要求。现阶段为在福建电力交易中心注册生效（含省外推送）的售电公司或虚拟电厂。需与所代理的分布式新能源项目签订委托代理竞价协议。可参与不同年度、不同场次的竞价，在同一场次竞价中所代理的分布式新能源项目总容量上限暂定为20万千瓦，后续可根据情况适当调整。需为代理的每个项目分别申报机制电量，其可申报机制电量上限为所代理的每个项目可申报机制电量上限之和。
3. 投产时间考核。入选时未投产项目实际投产时间较申报投产时间延迟但未达到180个自然日的，实际投产日期前覆盖的机制电量自动失效、不滚动纳入后续月份；延迟达到180个自然日及以上的，当次竞价入选结果作废，同时取消该项目未来三年的竞价资格。
4. 履约保函考核。未投产的新能源项目需提交银行开具的、符合国家规定的履约保函，代理商需为代理的未投产项目提交共用履约保函，已投产项目原则上不提交履约保函，直接参与竞价的自然人户用分布式光伏用户暂免交履约保函。履约保函的有效期限至少需覆盖项目申报投产日期的次月1日后240个自然日。
保函金额 = 项目核准（备案）容量×保函金额基数（G）×10%。
保函金额基数（G）=上一年度竞价通知中发布的该类型项目近三年平均发电利用小时数×上一年度竞价通知中发布的单个项目申报电量上限比例(K)×上一年度竞价通知中发布的该类型项目申报价格上限。
第一次竞价海上风电项目保函金额基数（G）为127万元/兆瓦、陆上风电项目保函金额基数（G）为89万元/兆瓦、光伏项目保函金额基数（G）为34万元/兆瓦。
未入选项目在竞价结果公布后可申请退还保函。入选项目投产后可申请退还保函，其中代理入选项目全部投产后或所有项目申报最晚投产时间180个自然日后可申请退还保函。项目实际投产时间较申报投产时间延迟但未达到180个自然日的，电网企业根据延期天数每日扣除履约保函金额的1‰作为违约金，采用一次性扣除方式扣除，剩余履约保函金额返还竞价主体；延迟达到180个自然日及以上的，同意扣除全部履约保函金额。代理商以代理项目为对象执行上述规定。扣除的履约保函金额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分享。
5. 竞价主体信用管理。竞价主体若存在以下情形，将被强制退出竞价，中标结果作废，且自当次竞价起三年内该竞价主体最高层级控股公司在福建的所有项目禁止参加竞价。
（1）处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
（2）处于行政主管部门相关文件确认的禁止竞价的范围和处罚期间内；
（3）近三年存在骗取中标行为的；
（4）在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。
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