浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则解读
2025年11月4日，浙江省发展改革委发布关于印发《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则的通知，文件明确自2026年1月1日起施行。《浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》明确了相关内容，具体如下：
执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，原则上为8 - 12年。已投产的项目执行起始时间为中标时间（竞价结果公布当日）次月1日；未投产项目执行起始时间为项目申报的投产时间次月1日。
申报价格上限由省发展改革委（能源局）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。为有序衔接现行政策保障平稳过渡，竞价申报价格上限不高于0.393元/千瓦时（90%×2025年1 - 5月中长期交易均价 + 10%×2025年1 - 5月新能源现货实时市场均价）；申报价格下限由能源主管部门考虑最先进电站造价水平折算度电成本（仅包含固定成本）确定。
浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则
第一章 总 则
第一条 为加快能源绿色低碳转型，以稳规模、促发展为前提，建立新能源可持续发展价格结算机制，保障新能源高质量发展。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）、《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》等有关文件精神，制定本实施细则。
第二条 本细则所指新能源增量项目，是指2025年6月1日（含）起全容量投产的风电、光伏发电项目。颁发电力业务许可证的项目，全容量投产时间以电力业务许可证标明的机组投产日期为准，按照《国家能源局关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》要求，“登记多台机组的，投产日期为多台机组中最后一台机组并网的日期”作为全容量并网时间。无需颁发电力业务许可证的项目，全容量投产时间以电网企业记录的首次并网时间为准。
第三条 竞价工作由省发展改革委（能源局）授权并委托电网企业作为竞价组织机构开展。
第二章 竞价主体
第四条 竞价主体确定。竞价主体为已全容量投产和未来12个月内投产，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。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机制电价竞价。统调新能源项目是指接网电压等级在110kV及以上，且交流侧装机40兆瓦（4万千瓦）及以上的新能源项目。
第五条 分布式聚合体。分布式新能源项目（不含自然人户用分布式光伏）可由聚合体聚合后统一参与竞价。聚合体聚合的分布式项目最早投产时间和最晚投产时间间隔不得超过1年。
第六条 竞价主体项目业主资质条件认定。竞价主体项目业主应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、非法人组织或自然人（仅针对户用分布式光伏项目）。（1）已投产项目：集中式新能源项目应提供能源主管部门出具的纳规（纳入建设计划）文件，核准/备案文件，项目名称、发电户号，营业执照，项目发电业务许可证，项目并网验收（检验）意见单。国网范围分布式新能源项目需确认项目名称、发电户号、核准/备案容量、电源类型、接网电压等级等信息。地方电网、增量配网分布式新能源项目需提供项目名称、发电户号、核准/备案文件、电源类型、接网电压等级、经电网（含地方电网、增量配电网）企业认定的首次并网时间等信息。分布式新能源项目（不含自然人户用光伏项目）可委托分布式聚合体参与竞价。（2）未投产项目：统调新能源项目应提供能源主管部门纳规（纳入建设计划）文件，核准文件/备案文件，营业执照，全容量并网时间承诺书等。（3）分布式聚合体：以单个分布式新能源项目为依托，具备组织联合多个分布式新能源项目开展竞价的能力。聚合体应与所聚合的分布式新能源项目逐个签订委托竞价协议并明确中标机制电量的分配方式。
第三章 机制电量规模和执行期限
第七条 机制电量总规模确定。2025年全省新能源增量项目纳入机制的上网电量占新能源增量项目总上网电量的比例，与《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》实施前新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。2026年及以后，全省新能源增量项目纳入机制的上网电量规模根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重的预计完成情况，以及用户承受能力等因素确定。机制电量规模 = ∑[竞价项目装机容量×项目年发电利用小时数标杆×比例系数]。当年已完成非水可再生能源电力消纳责任权重，次年比例系数可适当减少；当年未完成非水可再生能源电力消纳责任权重，次年比例系数可适当增加。年发电利用小时数标杆、比例系数等参数由能源主管部门在竞价通知中明确。
第八条 分类型机制电量规模确定。项目类型分为光伏发电、深远海风电、其他风电三类，分类型机制电量规模根据同类竞价主体装机容量、年发电利用小时数标杆、比例系数等参数确定，由能源主管部门在竞价通知中明确，年发电利用小时数标杆按集中式光伏、分布式光伏、陆上风电、近海风电、深远海风电等进一步细化。
第九条 设置机制电量竞价充足率。为引导新能源充分竞争，鼓励开发成本低的新能源项目优先开发，设置竞价充足率。在价格出清前分类型开展竞价充足率检测，竞价主体有效申报电量规模无法满足竞价充足率要求时，机制电量规模自动缩减，直至满足竞价充足率要求。竞价充足率由能源主管部门在竞价通知中明确。竞价充足率 = ∑该类型竞价主体有效申报机制电量/该类型机制电量规模。
第十条 单个项目申报机制电量上限。单个项目申报电量上限 = 装机容量×年发电利用小时数标杆×90%。
第十一条 执行期限。执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，原则上为8 - 12年。已投产的项目执行起始时间为中标时间（竞价结果公布当日）次月1日。未投产项目执行起始时间为项目申报的投产时间次月1日。
第四章 机制电量价格限值与竞价方式
第十二条 申报价格限值。申报价格上限由省发展改革委（能源局）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。为有序衔接现行政策保障平稳过渡，竞价申报价格上限不高于0.393元/千瓦时（90%×2025年1 - 5月中长期交易均价 + 10%×2025年1 - 5月新能源现货实时市场均价）；申报价格下限由能源主管部门考虑最先进电站造价水平折算度电成本（仅包含固定成本）确定。
第十三条 机制电价出清规则。将竞价项目按其申报电价进行由低到高排序，采用边际出清方式确定出清价格，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。如多个项目按出清价格申报，则按申报电量占比分配剩余机制电量。机制电价出清分类型组织。
第十四条 自然人户用分布式光伏竞价方式。增量的自然人户用分布式光伏项目签订购售电合同时，需同步选择自主参与机制电价竞价或按竞价下限参与机制电价竞价。按竞价下限参与机制电价竞价的，申报机制电量根据项目装机容量、项目年发电利用小时数标杆以及全省统一比例确定；中标后，购售电合同中涉及的新能源可持续发展价格结算机制条款按照中标结果执行。未选择参与方式的不结算机制电价，可继续参与后续竞价。
第五章 竞价流程
第十五条 竞价工作按照“发布通知－申报－审核－竞价出清－公示－考核”的标准化流程开展，确保公平公正公开。
第十六条 发布竞价通知。省级能源主管部门发布年度竞价通知，明确年度机制电量规模、竞价充足率、竞价项目类型、申报价格上下限、执行期限、需提供的竞价资质材料、竞价流程等相关事项。
第十七条 项目业主申报。拟参与竞价的项目需根据竞价公告以“密封竞价”的形式提交相关资质材料，并在线上竞价平台填报相关信息。
第十八条 审核竞价资质。竞价组织机构对提交材料的完整性、合规性进行审核。对完整性、合规性不符合要求的项目，竞价组织机构应一次性告知需补充的材料，项目业主需在规定时间内完善材料，材料仍存在问题的，审核不予通过。
第十九条 公示审核结果。审核结束后，竞价组织机构公示通过资质审核的项目名单，公示期为3个工作日。
第二十条 组织主体竞价出清。通过资质审核的项目主体在公示结束后4个工作日内完成竞价申报，竞价信息提交后平台将自动封存，不再更改。对符合竞价资质条件的项目，进行申报价格确认，超出或低于申报价格区间的，视为无效申报。对有效申报项目，按第十条规定开展竞价充足率检测和机制电量总规模调整。自然人户用分布式光伏若选择以价格下限参与机制电价竞价，优先出清。当次竞价中标项目不再参与后续竞价，未中标项目可继续参与后续竞价。
第二十一条 公示竞价结果。竞价结束后7个工作日内，公示相关信息，公示期3个工作日。公示信息包括项目名称、项目代码或发电户号、项目类型、项目中标机制电量、机制电价、执行期限等。
第二十二条 公布竞价结果。公示期结束且各方无异议后，竞价组织机构报请省级能源主管部门、价格主管部门审定，同意后发布竞价结果。公布的内容包括竞价中标的项目名称、项目类型、项目中标机制电量、机制电价、执行期限等。
第六章 保障机制
第二十三条 竞价主体应自觉维护竞价秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与新能源项目竞价工作，不得滥用市场支配地位操纵市场价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。
第七章 附则
第二十四条 本细则中项目装机容量是指项目核准（备案）容量（交流侧）。
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