11月4日，浙江省發(fā)展改革委 浙江省能源局發(fā)布關于印發(fā)《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則的通知。

存量項目

機制電量：新能源存量項目首次確定機制電量比例時，統(tǒng)調(diào)新能源項目（除已開展競爭性配置的新能源項目）不得高于90%，其他新能源項目不得高于100%；參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例上限根據(jù)綠電交易結算電量占其總上網(wǎng)電量比例計算，并設置比例上限最小值。

機制電價：與現(xiàn)行價格政策有序銜接，明確為0.4153元/千瓦時；通過競爭性配置形成上網(wǎng)電價的，按照現(xiàn)行價格執(zhí)行。

執(zhí)行期限：享有國家可再生能源補貼的新能源項目，參照新能源補貼期限執(zhí)行；無新能源補貼的，執(zhí)行期限按照全容量投產(chǎn)之日起滿20年與發(fā)電量達到全生命周期合理利用小時數(shù)對應電量折算期限較早者確定。

增量項目

機制電量：年新增機制電量總規(guī)模，參考上年可再生能源消納責任權重完成情況制定；組織首次競價時，總規(guī)模與當前新能源非市場化電量比例銜接，并按照實際執(zhí)行政策的月份進行折算。

增量項目的機制電量比例=年度機制電量/（批準或備案裝機容量×項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿），每月執(zhí)行相同比例。項目分光伏發(fā)電、深遠海風電、其他風電三類，年發(fā)電利用小時數(shù)標桿按集中式光伏、分布式光伏、陸上風電、近海風電、深遠海風電等進一步細化。

單個項目申報電量上限=裝機容量×年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×90%。

機制電價：通過全省集中性競價確定，實行分類組織競價。分類組織競價時，同一年度競價采用相同的競價上限、下限。深遠海（國管海域）風電主體較為集中的，可不單獨組織競價，由“根據(jù)項目成本調(diào)查結果，與其他類型競價結果聯(lián)動”等市場化方式形成機制電價。除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與競價。

統(tǒng)調(diào)新能源項目是指接網(wǎng)電壓等級在110kV及以上，且交流側裝機40兆瓦（4萬千瓦）及以上的新能源項目。

競價上下限：競價申報價格上限不高于0.393元/千瓦時（90%×2025年1-5月中長期交易均價+10%×2025年1-5月新能源現(xiàn)貨實時市場均價）；申報價格下限由能源主管部門考慮最先進電站造價水平折算度電成本（僅包含固定成本）確定。

執(zhí)行期限：按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，原則上為8～12年。

文件及解讀如下：

各設區(qū)市發(fā)展改革委、寧波市能源局，省電力公司、省能源集團、各中央發(fā)電集團浙江分公司、浙江電力交易中心，各有關電力企業(yè)和用戶：

根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和我省電力市場化改革有關工作要求，現(xiàn)將《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則印發(fā)給你們，自2026年1月1日起施行，請各地、各單位遵照執(zhí)行。

附件：

1.浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

2.浙江省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施細則

3.浙江省新能源發(fā)電成本測算細則

4.浙江省新能源增量項目機制電價競價實施細則

浙江省發(fā)展和改革委員會    浙江省能源局

2025年10月31日

【文字解讀】《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則

為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）（以下簡稱“136號文”）要求，我省起草了新能源上網(wǎng)電價市場化改革省級配套政策。

一、起草原則

一是深化改革，統(tǒng)籌推進能源“綠保穩(wěn)”。堅持市場化改革方向，新能源上網(wǎng)電量全部進入電力現(xiàn)貨市場，執(zhí)行市場形成的上網(wǎng)電價；合理區(qū)分電力屬性和綠色屬性，推動新能源與煤電、水電等各類電源公平同臺競價、充分競爭，促進“低價多發(fā)、高價少發(fā)”，助力實現(xiàn)能源“綠保穩(wěn)”目標。

二是分類施策，保障存量增量政策銜接。在市場外建立保障機制，一定比例電量作為保價電量（“136號文”稱為“機制電量”），市場價格高時進行回收、市場價格低時給予補償，即“多退少補”。區(qū)分存量、增量項目，存量項目與現(xiàn)行價格政策有序銜接（“136號文”稱為“機制電價”），增量項目保價水平通過全省統(tǒng)一競價形成。

三是立足省情，便捷舉措服務分布式主體入市。在“136號文”明確的政策導向基礎上，堅持從省情出發(fā)細化落地措施。考慮我省以“分布式新能源”為主的特點，設計“接受市場價格、簡化資質審查、開展簡易競價、實施告知簽約”等簡化方式，提高分布式新能源執(zhí)行的實操便捷性和可預期性。

二、起草工作情況

“136號文”發(fā)布后，省發(fā)展改革委（能源局）成立專項工作組，在前期調(diào)研基礎上于4月中旬起草了“1+3”省級配套政策，包括《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》（以下簡稱“總體方案”）、《浙江省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制實施細則》（以下簡稱“結算細則”）、《浙江省新能源發(fā)電成本測算細則》（以下簡稱“成本測算細則”）和《浙江省新能源增量項目機制電價競價實施細則》（以下簡稱“競價細則”）。

三、主要內(nèi)容

（一）總體方案

《總體方案》包含四章共十四條：

第一章為“推動新能源全面進入電力市場”。一是明確新能源項目（風電、光伏，下同）上網(wǎng)電量全部全面參與現(xiàn)貨市場。統(tǒng)調(diào)新能源以“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，其他新能源暫作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場。二是有序參與中長期市場，各類新能源項目通過綠電交易形式參與中長期交易。三是健全電力輔助服務市場，現(xiàn)貨市場正式運行期間，新能源項目不再承擔調(diào)頻、備用等輔助服務市場費用。

第二章為“建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”。按照“136號文”要求并結合我省實際，一是促進存量項目機制電價與現(xiàn)行價格政策有序銜接，明確為0.4153元/千瓦時；機制電量比例每年可自主確定次年機制電量比例一次（首次確定時，統(tǒng)調(diào)新能源上限90%，其他新能源100%），但不得高于上一年；綠電不納入機制電價保障，以今年1-5月綠電交易比例為基準，設置綠電占比封頂機制，存量項目的機制電量比例按1-min【該項目1~5月綠電交易比例；1~5月全省綠電交易平均比例】計算。二是明確新能源增量項目機制電價、機制電量通過全省集中性競價確定；除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與競價；執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。三是明確新能源機制電價差價電費的計算公式、電量上限、偏差管理和疏導方式，以及新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制有序退出方式。

第三章為“做好改革政策銜接”。統(tǒng)籌銜接電力市場、綠證、代理購電、配儲等現(xiàn)行新能源政策。一是明確新能源項目參與中長期（綠電）交易限值計算公式，當年已結算機制電量達到上限后，后續(xù)月可全量參與綠電交易。二是明確機制電量對應綠證處理方式，納入機制的電量不重復獲得綠證收益，機制電量對應綠證統(tǒng)一劃轉至省級專用綠證賬戶。三是明確代理購電政策、新能源政策銜接，落實新能源項目不得強制配儲、完善新能源利用率統(tǒng)計與考核、繼續(xù)執(zhí)行財政補貼政策等要求。

第四章為“協(xié)同推進政策落地”。明確“136號文”在浙江省落地實施職責分工、組織實施、用戶告知、跟蹤評估等方面的工作。一是新能源存量項目需在規(guī)定期限內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)重簽購售電合同（含機制電價結算條款）；統(tǒng)調(diào)新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，視為主動放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍；其他新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，機制電價結算條款按政府公告的統(tǒng)一標準執(zhí)行。二是新能源增量項目在辦理并網(wǎng)投產(chǎn)流程時應完成購售電合同（含機制電價結算條款）簽訂，機制電價結算條款按照政府公布的競價結果確定。三是做好新能源項目主體告知，機制電量、機制電價及執(zhí)行期限的確定方式按照相關實施細則執(zhí)行。

（二）實施細則

三項實施細則從落地操作層面考慮，主要制定電費結算、成本測算、增量項目競價的具體工作指南。

《結算細則》包含六章二十七條，主要明確新能源項目在參與電力市場交易結算后，進行機制電價差價結算的具體方式，重點區(qū)分存量項目與增量項目，明確機制電價、機制電量、機制電價執(zhí)行期限等關鍵參數(shù)的確定方法，構建年度機制電量月度分解、年累計結算機制電量上限、機制電量分檔退坡等機制，規(guī)定機制電價差價電費的計算公式、時間節(jié)點、分攤方式等。

《成本測算細則》包含四章十九條，主要明確新能源發(fā)電成本測算原則、方法、標準及相關工作保障機制。新能源發(fā)電成本以經(jīng)營周期平準化度電成本進行測算，主要包括折舊費、運行維護費和財務費用；當增量項目競價觸發(fā)下限時，需啟動新一輪成本測算工作。

《競價細則》包含七章二十四條，主要明確增量項目競價規(guī)則，重點制定競價主體認定方法，明確機制電量總規(guī)模、分類型機制電量規(guī)模、競價充足率、單個項目申報機制電量上限、競價價格限值等關鍵參數(shù)確定方式，規(guī)定了競價流程與保障機制。增量戶用自然人光伏采用“只勾一次、無感競價”，在簽訂購售電合同（含機制電價結算條款）時，同步選擇自主參與機制電價競價或“無感競價”；選擇“無感競價”項目按照競價下限自動申報、優(yōu)先出清，充分保障權益。