上網電價市場化改革促進新能源高質量
發展實施方案》的通知
蘇發改規發〔2025〕5號
各設區市發展改革委，國網江蘇省電力有限公司，江蘇電力交易中心，各有關經營主體：
為貫徹落實《國家發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展的通知》（發改價格〔2025〕136號）要求，平穩有序推進我省新能源上網電價市場化改革，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源行業高質量發展，結合江蘇實際，制定以下實施方案。
一、新能源上網電價全面由市場形成
2026年1月1日起，全省新能源項目（光伏發電、風力發電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價直接參與市場交易，也可聚合后參與市場交易，未直接或聚合參與市場交易的，默認接受市場形成的價格。根據電力市場建設和行業發展實際，適時推動生物質發電等其他新能源發電項目參與電力市場交易。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按國家跨省跨區送電相關政策執行。
完善市場交易機制。參與市場交易的新能源項目，可參與年度（多年）、月度（多月）、月內、日以上等電力中長期交易，公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。不斷完善中長期交易規則，允許供需雙方結合新能源出力特點，自主確定中長期合同的量價、曲線等。新能源項目中長期交易申報電量上限，現階段按照機組額定容量扣減機制電量對應容量后的上網能力確定。鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，形成相對穩定的供需關系。新能源項目參與市場后，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財政補貼標準，按國家原有規定執行。
完善市場價格形成機制。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報、出清價格上限，考慮當前省內工商業用戶尖峰電價水平和市場電源發電成本等因素，暫定為1.5元/千瓦時，申報、出清價格下限，考慮新能源發展需要和市場建設實際等因素，暫定為0元/千瓦時，并將根據新能源項目在電力市場外獲得其他收益和市場運行情況，適時進行調整。默認接受市場形成價格的新能源項目，電力現貨市場整月結算運行期間，現階段結算價格按照發電側實時市場同類項目日加權均價確定，乘以日電量后，通過月度加權方式結算，具備分時計量條件后，結算價格參照發電側實時市場同類項目分時加權均價確定；電力現貨市場未整月結算運行期間，結算價格根據我省月度競價同類項目加權均價確定。
二、建立支持新能源高質量發展制度機制
建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制。區分存量項目和增量項目，分別明確納入機制的電價水平、電量規模和執行期限等。
（一）存量項目
2025年6月1日以前已全容量并網的新能源項目為存量項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風電項目，視同存量項目。集中式新能源項目、10千伏及以上全額上網的分布式新能源項目，全容量并網時間以并網調度協議簽訂時間為準；除10千伏及以上全額上網分布式項目外的分布式新能源項目，全容量并網時間以省電力公司營銷系統中明確的全容量并網發電時間為準。具體項目由電網企業配合能源主管部門組織認定。
電量規模。妥善銜接現行具有保障性質的電量規模政策，新能源項目機制電量占其上網電量的比例不高于90%；戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。參與過綠電交易的新能源項目的機制電量比例，以前述比例為基礎，扣減綠電交易結算電量占上網電量的比例確定。新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，但不得高于上一年。
機制電價。存量項目機制電價參考我省燃煤發電基準價0.391元/千瓦時執行。
執行期限。按項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份與全容量投產滿20年對應年份兩者中較早者確定（原特許權風電項目投產發電利用小時數為滿30000小時）。到期后，存量項目不再執行機制電價。
（二）增量項目
2025年6月1日起全容量并網且未納入過機制的新能源項目，由省發展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心，在全省范圍內統一組織開展增量新能源項目可持續發展價格機制競價。
競價分類。綜合新能源項目建設成本和運行特性，暫分為海上風電項目（含海上風光同場項目）、其他風電項目和光伏項目（含其他海上光伏項目）兩類。
電量規模。每年新增納入機制的電量規模，由省發展改革委會同省能源局，結合國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況和用戶承受能力等因素予以明確，具體以每次競價公告為準。為引導新能源項目充分競爭，降低全社會用能成本，競價申報電量規模，按照不低于每年機制電量總規模的125%設定，如全部競價項目申報電量低于機制電量總規模的125%，機制電量總規模相應縮減；單個項目競價電量申報比例上限，不高于其預計年度上網電量的90%。
機制電價。競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，具體以每次競價公告為準。競價時，按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限，不得低于競價下限。價格相同時，按照申報時間優先確定排序，直至滿足競價總規模。最后一個入選項目，按照中標價格的申報容量納入機制電量。
執行期限。增量項目執行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，具體以每次競價公告為準。增量項目執行機制電價前，必須滿足可觀、可測、可調、可控條件且已投產。到期后，不再執行機制電價。
（三）結算方式
省發展改革委委托省電力公司，開展新能源項目可持續發展價格機制結算。對納入機制的電量，由電網企業每月按機制電價開展差價結算，新能源項目市場交易均價低于或高于機制電價的部分，納入系統運行費用，由全體工商業用戶分攤或分享。市場交易均價，電力現貨市場整月結算運行期間，按照月度發電側實時市場同類項目加權均價確定；電力現貨市場未整月結算運行期間，根據月度競價同類項目加權均價確定。機制電量分解至月度執行，根據新能源項目每月實際上網電量，并區分存量項目和增量項目不同的機制電量比例進行確定。現階段，機制電量不再開展其他形式的差價結算。
（四）調減和退出
已納入機制的新能源項目，可在每年開展競價前，自主通過電網企業“新能源云”平臺或“網上國網”App，申請下調次年機制電量比例，調低比例部分，不得再次申請納入機制執行范圍。已納入機制的新能源項目，在執行期限內，可自愿申請退出。新能源項目執行到期或在執行期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。
三、強化新能源市場化改革與有關政策的協同
（一）強化與電力現貨市場、綠電綠證交易的協同
推動完善現貨市場結算方式，逐步將現行差量結算方式調整為差價結算方式，更好適應電力市場發展需要。完善綠電交易規則，綠電交易以雙邊協商方式為主，也可選擇掛牌方式，應分別明確電能量價格和綠證價格，鼓勵發用雙方簽訂多年期綠電購買協議。納入新能源可持續發展價格結算機制的電量，不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益，對應綠證劃轉至省級賬戶，并結合國家部署和用戶需求，探索建立省級賬戶綠證分配和交易機制。
（二）強化與競爭性配置、配置儲能政策的協同
鼓勵新能源項目建設運營商綜合考慮新能源項目出力特性、調節性能等實際，自愿配建或租賃儲能設施，與新能源項目協同發揮作用，提高市場獲利能力。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。2025年6月1日以前已并網的新能源存量項目，繼續執行我省配置儲能有關政策要求。推動新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場，有序建立可靠容量補償機制，探索建設容量市場，對電力系統可靠容量給予合理補償。
四、保障措施
（一）加強政策宣傳。省發展改革委會同省能源局、省電力公司加強對各地的指導，開展改革政策宣傳解讀，跟蹤政策執行進展，積極回應社會關切。各設區市發展改革委會同當地供電公司，配合做好政策宣傳和本地新能源項目開展增量項目競價等工作的告知。
（二）提升支撐能力。省電力公司要通過營業網點、“網上國網”App等渠道，認真做好存量項目差價結算協議簽訂，未簽訂差價結算協議的新能源項目，原購售電合同保持有效，其中價格條款按照最新電價政策執行；與通過競價方式納入機制電量的增量項目，及時完成差價結算協議簽訂；持續完善新能源項目管理、計量、并網、結算等服務，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果，進行單獨歸集。省電力公司負責建立并運行增量項目機制電價競價系統，省電力交易中心負責健全電力交易平臺，按要求進行電力市場交易信息披露，堅持公開透明，優化市場服務能力。
（三）做好跟蹤評估。省發展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心按照各自職責，密切跟蹤電力市場交易價格波動、新能源項目發電成本和收益變化、用戶電價水平變化等，適時評估改革影響，及時總結改革成效，優化調整政策措施。
本方案自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。
附件：1.江蘇省新能源可持續發展價格結算機制實施細則
2.江蘇省增量新能源發電項目機制電價競價實施細則
3.江蘇省新能源發電項目成本調查實施細則
江蘇省發展改革委
2025年10月15日
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