11月4日，浙江省发展改革委 浙江省能源局发布关于印发《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。
存量项目
机制电量：新能源存量项目首次确定机制电量比例时，统调新能源项目（除已开展竞争性配置的新能源项目）不得高于90%，其他新能源项目不得高于100%；参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算，并设置比例上限最小值。
机制电价：与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。
执行期限：享有国家可再生能源补贴的新能源项目，参照新能源补贴期限执行；无新能源补贴的，执行期限按照全容量投产之日起满20年与发电量达到全生命周期合理利用小时数对应电量折算期限较早者确定。
增量项目
机制电量：年新增机制电量总规模，参考上年可再生能源消纳责任权重完成情况制定；组织首次竞价时，总规模与当前新能源非市场化电量比例衔接，并按照实际执行政策的月份进行折算。
增量项目的机制电量比例=年度机制电量/（批准或备案装机容量×项目年发电利用小时数标杆），每月执行相同比例。项目分光伏发电、深远海风电、其他风电三类，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。
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%。
机制电价：通过全省集中性竞价确定，实行分类组织竞价。分类组织竞价时，同一年度竞价采用相同的竞价上限、下限。深远海（国管海域）风电主体较为集中的，可不单独组织竞价，由“根据项目成本调查结果，与其他类型竞价结果联动”等市场化方式形成机制电价。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。
竞价上下限：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。
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。
原文如下：
各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司、省能源集团、各中央发电集团浙江分公司、浙江电力交易中心，各有关电力企业和用户：
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）和我省电力市场化改革有关工作要求，现将《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则印发给你们，自2026年1月1日起施行，请各地、各单位遵照执行。
附件：1.浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案
2.浙江省新能源可持续发展价格结算机制实施细则
3.浙江省新能源发电成本测算细则
4.浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则
浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局
2025年10月31日
【文字解读】《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则
为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，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）（以下简称“136号文”）要求，我省起草了新能源上网电价市场化改革省级配套政策。
一、起草原则
一是深化改革，统筹推进能源“绿保稳”。坚持市场化改革方向，新能源上网电量全部进入电力现货市场，执行市场形成的上网电价；合理区分电力属性和绿色属性，推动新能源与煤电、水电等各类电源公平同台竞价、充分竞争，促进“低价多发、高价少发”，助力实现能源“绿保稳”目标。
二是分类施策，保障存量增量政策衔接。在市场外建立保障机制，一定比例电量作为保价电量（“136号文”称为“机制电量”），市场价格高时进行回收、市场价格低时给予补偿，即“多退少补”。区分存量、增量项目，存量项目与现行价格政策有序衔接（“136号文”称为“机制电价”），增量项目保价水平通过全省统一竞价形成。
三是立足省情，便捷举措服务分布式主体入市。在“136号文”明确的政策导向基础上，坚持从省情出发细化落地措施。考虑我省以“分布式新能源”为主的特点，设计“接受市场价格、简化资质审查、开展简易竞价、实施告知签约”等简化方式，提高分布式新能源执行的实操便捷性和可预期性。
二、起草工作情况
“136号文”发布后，省发展改革委（能源局）成立专项工作组，在前期调研基础上于4月中旬起草了“1+3”省级配套政策，包括《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》（以下简称“总体方案”）、《浙江省新能源可持续发展价格结算机制实施细则》（以下简称“结算细则”）、《浙江省新能源发电成本测算细则》（以下简称“成本测算细则”）和《浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》（以下简称“竞价细则”）。
三、主要内容
（一）总体方案
《总体方案》包含四章共十四条：
第一章为“推动新能源全面进入电力市场”。一是明确新能源项目（风电、光伏，下同）上网电量全部全面参与现货市场。统调新能源以“报量报价”参与现货市场，其他新能源暂作为价格接受者参与现货市场。二是有序参与中长期市场，各类新能源项目通过绿电交易形式参与中长期交易。三是健全电力辅助服务市场，现货市场正式运行期间，新能源项目不再承担调频、备用等辅助服务市场费用。
第二章为“建立新能源可持续发展价格结算机制”。按照“136号文”要求并结合我省实际，一是促进存量项目机制电价与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；机制电量比例每年可自主确定次年机制电量比例一次（首次确定时，统调新能源上限90%，其他新能源100%），但不得高于上一年；绿电不纳入机制电价保障，以今年1-5月绿电交易比例为基准，设置绿电占比封顶机制，存量项目的机制电量比例按1-min【该项目1~5月绿电交易比例；1~5月全省绿电交易平均比例】计算。二是明确新能源增量项目机制电价、机制电量通过全省集中性竞价确定；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竞价；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。三是明确新能源机制电价差价电费的计算公式、电量上限、偏差管理和疏导方式，以及新能源可持续发展价格结算机制有序退出方式。
第三章为“做好改革政策衔接”。统筹衔接电力市场、绿证、代理购电、配储等现行新能源政策。一是明确新能源项目参与中长期（绿电）交易限值计算公式，当年已结算机制电量达到上限后，后续月可全量参与绿电交易。二是明确机制电量对应绿证处理方式，纳入机制的电量不重复获得绿证收益，机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户。三是明确代理购电政策、新能源政策衔接，落实新能源项目不得强制配储、完善新能源利用率统计与考核、继续执行财政补贴政策等要求。
第四章为“协同推进政策落地”。明确“136号文”在浙江省落地实施职责分工、组织实施、用户告知、跟踪评估等方面的工作。一是新能源存量项目需在规定期限内与电网企业重签购售电合同（含机制电价结算条款）；统调新能源项目在规定期限内未完成重签的，视为主动放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围；其他新能源项目在规定期限内未完成重签的，机制电价结算条款按政府公告的统一标准执行。二是新能源增量项目在办理并网投产流程时应完成购售电合同（含机制电价结算条款）签订，机制电价结算条款按照政府公布的竞价结果确定。三是做好新能源项目主体告知，机制电量、机制电价及执行期限的确定方式按照相关实施细则执行。
（二）实施细则
三项实施细则从落地操作层面考虑，主要制定电费结算、成本测算、增量项目竞价的具体工作指南。
《结算细则》包含六章二十七条，主要明确新能源项目在参与电力市场交易结算后，进行机制电价差价结算的具体方式，重点区分存量项目与增量项目，明确机制电价、机制电量、机制电价执行期限等关键参数的确定方法，构建年度机制电量月度分解、年累计结算机制电量上限、机制电量分档退坡等机制，规定机制电价差价电费的计算公式、时间节点、分摊方式等。
《成本测算细则》包含四章十九条，主要明确新能源发电成本测算原则、方法、标准及相关工作保障机制。新能源发电成本以经营周期平准化度电成本进行测算，主要包括折旧费、运行维护费和财务费用；当增量项目竞价触发下限时，需启动新一轮成本测算工作。
《竞价细则》包含七章二十四条，主要明确增量项目竞价规则，重点制定竞价主体认定方法，明确机制电量总规模、分类型机制电量规模、竞价充足率、单个项目申报机制电量上限、竞价价格限值等关键参数确定方式，规定了竞价流程与保障机制。增量户用自然人光伏采用“只勾一次、无感竞价”，在签订购售电合同（含机制电价结算条款）时，同步选择自主参与机制电价竞价或“无感竞价”；选择“无感竞价”项目按照竞价下限自动申报、优先出清，充分保障权益。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202511/05/50011841.html
