全文如下：

為貫徹落實《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）有關要求，推動新能源公平參與電力市場交易，促進新能源高質量可持續(xù)發(fā)展，結合我省實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

（一）推動全電量參與市場交易。新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。根據(jù)市場建設情況，適時推動生物質能等各類電源參與市場交易。新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。

（二）參與市場交易方式。具備上網(wǎng)電力預測條件、能執(zhí)行電力調度機構功率控制指令的新能源項目及虛擬電廠（能源聚合類）可以“報量報價”參與現(xiàn)貨市場。同時，所有新能源項目及虛擬電廠（能源聚合類）也可以“不報量不報價”方式，作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場。

參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內的補貼標準按原有規(guī)定執(zhí)行。

二、建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展價格機制

（三）結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費用由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。現(xiàn)貨連續(xù)運行期間，市場交易均價為同類型項目所有節(jié)點實時市場分時月度加權交易均價；現(xiàn)貨未連續(xù)運行期間，原則上按同類型項目活躍周期中長期交易加權平均價格確定。

（四）存量項目。2025年6月1日以前投產（全容量并網(wǎng)，下同）的新能源項目：（1）電量規(guī)模：按項目實際上網(wǎng)電量乘以年機制電量比例確定。單個項目年機制電量比例，按其2024年度上網(wǎng)電量扣減當年中長期（含綠電）合同實際結算電量（小于零則按零處理，下同）占當年上網(wǎng)電量的比例確定。新能源項目在機制電量規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級（不含增容）等方式，主動參與市場競爭。（2）機制電價：按我省燃煤發(fā)電基準價（0.3844元/千瓦時）執(zhí)行。部分項目已有文件明確其上網(wǎng)電價的，以該上網(wǎng)電價（不含補貼）作為其機制電價。（3）執(zhí)行期限：按自投產之日起滿20年與剩余全生命周期合理利用小時數(shù)（風電36000小時、光伏22000小時）較早者確定。

（五）增量項目。2025年6月1日起投產的新能源項目：（1）電量規(guī)模：每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據(jù)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，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規(guī)模適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規(guī)模適當增加。增量項目機制電量均通過競價獲得，單個項目申請納入機制的電量不得高于其年上網(wǎng)電量的一定比例（2025年競價為85%），后期將根據(jù)新能源發(fā)展情況適時調整。年上網(wǎng)電量按年合理利用小時數(shù)計算，風電、光伏年合理利用小時數(shù)分別按1800小時、1100小時確定。已投產的增量新能源項目在參與競價獲得機制電量前，可以參與月度及以下中長期交易，不對項目競價申報電量上限產生影響。（2）機制電價：每年組織具備條件的新能源項目自愿參與競價，競價分類方式根據(jù)新能源發(fā)展情況確定。競價時按報價從低到高的原則確定入選項目，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。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，確定競價上下限。（3）執(zhí)行期限：按同類型項目回收初始投資的平均期限確定。

2025年6月1日前尚未投產，但已通過競爭性配置（含配儲的6MW以下地面光伏電站）等方式納入年度開發(fā)建設方案的新能源項目，可單獨組織競價，由企業(yè)自愿參與。通過單獨競價納入機制的項目，其相應儲能容量不再獲得容量補償收益。

（六）結算方式。對納入機制的電量，省電力公司每月按機制電價與市場交易均價開展差價結算，結算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價），初期不再開展其他形式的差價結算。接受市場價格的新能源項目，存量項目按同類型項目所有節(jié)點實時市場分時月度加權均價結算，增量項目原則上按所在節(jié)點實時市場分時價格結算，暫不具備條件的，按同類型項目所有節(jié)點實時市場分時月度加權均價結算。

存量新能源項目機制電量比例按本方案第（四）條規(guī)定確定，增量新能源項目年度機制電量比例按其競價獲得的年機制電量占年合理利用小時數(shù)對應電量的比例確定。月度機制電量比例與年度機制電量比例保持一致。若當年已結算機制電量達到年度機制電量規(guī)模，則當年內該月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若全年結算的機制電量未達到當年機制電量規(guī)模，年度剩余的機制電量不進行跨年滾動。

（七）退出機制。已納入機制電價的新能源項目執(zhí)行期限內可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制電價執(zhí)行范圍。擅自增加并網(wǎng)發(fā)電容量的項目，按自愿退出機制處理。2025年6月1日前尚未投產，但已通過競爭性配置（含配儲的6MW以下地面光伏電站）等方式納入年度開發(fā)建設方案的新能源項目及存量項目，已承諾通過租賃方式落實儲能配置的，在其全生命周期內繼續(xù)按承諾租賃儲能，否則按自愿退出機制處理。

三、完善適應新能源高質量發(fā)展的市場機制

（八）健全現(xiàn)貨市場交易和價格機制。新能源公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。推動用戶側報量報價參與日前市場。進一步完善現(xiàn)貨市場運行和結算規(guī)則，統(tǒng)籌考慮我省工商業(yè)用戶尖峰電價水平、新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，適當放寬現(xiàn)貨市場申報價格上下限。

（九）完善中長期市場交易和價格機制。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。現(xiàn)階段，授權電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶，按年度采購新能源機制電量并默認形成中長期合同，價格為合同的參考結算價，相關電量同步計入用戶側簽約比例。

（十）妥善銜接綠電綠證市場機制。納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。綠色電力環(huán)境價值按綠電合同電量、扣減機制電量后的上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定綠證結算數(shù)量，以綠證價格結算。省內綠色電力交易通過雙邊協(xié)商、掛牌等方式交易，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。

（十一）優(yōu)化代理購電價格形成機制。代理購電可通過市場化方式采購新能源電量，對于在中長期交易中未成交的電量，在現(xiàn)貨市場中采購。為保障居民和農業(yè)價格穩(wěn)定產生的新增損益，由全體工商業(yè)分攤或分享。

（十二）優(yōu)化電力市場運行環(huán)境。堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準（備案）、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。

四、工作要求

省發(fā)展改革委會同相關單位加強政策宣傳解讀，做好影響測算分析，及時解決實施過程中遇到的問題。省能源局完善現(xiàn)貨市場、中長期交易規(guī)則及綠色電力交易政策，做好與國家政策要求的銜接。省電力公司做好競價平臺搭建、結算系統(tǒng)建設，配合開展增量新能源項目競價工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集，相關情況及時報省發(fā)展改革委、省能源局。

本方案自2025年*月1日起正式實施。現(xiàn)行政策規(guī)定與本方案不符的，以本方案為準。新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制自2026年1月1日起執(zhí)行，過渡期間新能源項目上網(wǎng)電量電價繼續(xù)按現(xiàn)行政策執(zhí)行。