江西省发展改革委关于印发《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则(修订版)》的通知
赣发改价管〔2026〕512号
各设区市发展改革委，国网江西省电力有限公司，江西电力交易中心有限公司，各有关经营主体：
为更好促进我省新能源高质量发展，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)及有关规定，我委修订形成了《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则》。现印发给你们，请认真执行。
2026年8月18日
江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则(修订版)
第一章 总则
第一条 制定依据
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)及省内有关文件要求，制定本工作细则。
第二条 工作原则
竞价工作按照“流程透明化、规则统一化、操作规范化”的原则，通过公开竞价确定增量项目机制电量及机制电价，建立“申报-审核-竞价-公示-考核”标准化流程，确保竞争公平、审核公正、结果公开。
第三条 竞价组织主体与平台
增量新能源项目竞价工作由江西省发展和改革委员会(以下简称“省发展改革委”)牵头，授权委托国网江西省电力有限公司(以下简称“国网江西电力”)，依托江西省新能源可持续发展机制电量竞价平台(以下简称“竞价平台”)组织开展。
第二章 竞价模式
第四条 并网认定方式
(一)全容量认定
并网容量，以项目核准(备案)装机容量(交流侧，下同)为准。受设备选型因素影响，允许实际并网规模与核准(备案)文件存在一定偏差，且不得高于核准(备案)文件容量。其中，风电项目偏差不超过单台额定功率最小机组的容量，光伏发电项目偏差不超过单台额定功率最小逆变器容量，项目须进行核准(备案)容量变更后才可认定全容量并网。集中式新能源项目全容量并网时间，原则上以电力业务许可证明确的最晚并网时间为准;分布式新能源项目全容量并网时间，以电网企业营销系统中该项目最后一批次的并网送电时间为准。分布式项目全容量并网时应满足可观、可测、可调、可控条件(以下简称“四可”条件)，具备在线参与电力系统调节能力。电网企业应严格按照项目核准(备案)文件，出具接入系统设计方案书面回复意见(答复单)，并组织并网验收。
(二)分期(批)并网
项目核准(备案)审批部门同意新能源项目分期(批)并网的，除国家另有规定外，应按期(批)确定全容量并网时间、参加机制电价竞价。分期(批)并网的项目，应在核准(备案)文件中明确分期建设规模和建设内容，或分别办理核准(备案)文件。投产规模与核准(备案)文件中分期(批)建设内容一致的，视同为当期(批)项目按照核准(备案)文件全容量并网。对于具有多个机制电量、机制电价的同一个场站，若分期(批)分别参与市场交易，其每期(批)发电设备应具备独立计量、独立控制、独立预测等功能。
第五条 竞价主体范围
(一)2025年6月1日及以后投产(即全容量并网)的集中式风电、光伏项目(以下简称“集中式新能源”)，分散式风电、分布式光伏项目(以下简称“分布式新能源”)，不含已明确电价的竞争性配置项目。源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目不纳入机制电价执行范围。
(二)竞价公告发布时未投产，但经项目建设单位自行评估，次年12月底前全容量并网的集中式、分布式新能源项目。
(三)分布式新能源项目聚合商(以下简称“聚合商”)，其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 资质要求
(一)已投产新能源项目
集中式新能源项目应提供已纳入江西省能源局(以下简称“省能源局”)年度实施(开发建设)方案的项目，电网企业出具的新能源项目接入系统设计方案报告书面回复意见，政府有权部门出具的核准文件/备案文件，营业执照，项目规模(总容量、机组数量、单机容量、机组类型、主要技术参数等)，项目并网意见书、项目发电业务许可证，与电网项目并网相关的其他必要信息。分布式新能源项目需提供备案文件、购售电合同，高压分布式新能源项目还需提供与电网企业签订的并网调度协议。
(二)未投产新能源项目
集中式新能源项目包括已列入省能源局批准的电力发展规划或专项规划项目，或已纳入省能源局年度实施(开发建设)方案的项目，项目名称及所在地，营业执照，项目规模，政府有权部门出具的核准/备案文件以及全容量并网承诺书等。未投产分布式新能源项目需提供备案文件以及全容量并网承诺书等。
(三)聚合商
与电网企业签订聚合用户确认协议和委托代理协议;具备聚合分布式新能源资源、对聚合资源进行调节和控制的能力;具有固定经营场所，能够满足参加机制电量竞价的报量报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能的电力市场技术支持系统和客户服务平台等。
第七条 竞价组织
考虑不同技术类型发电项目技术水平差异，初期区分风电、光伏两种类型分别组织开展竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小、缺乏有效竞争时，不再分类组织，统一合并竞价或者通过与其他项目竞价结果联动方式形成机制电价。具体组织分类以竞价通知为准。鼓励分布式新能源项目直接或由聚合商聚合后统一参与竞价，未参与竞价的增量项目不纳入当次机制电量。
第八条 时间安排
竞价工作原则上于每年10月前组织。
第三章 竞价电量
第九条 年度电量规模
每年新增纳入机制的电量规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。当年完成情况预计超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可在当年增量水平的基础上，适当减少。未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。
第十条 设置申报充足率参数
设置申报充足率下限，引导新能源充分竞争。申报充足率=∑该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模。
第十一条 单个项目机制电量上限
增量项目单个项目申报的机制电量规模上限，由省发展改革委会同有关单位确定，并在竞价前予以公布。
单个项目的机制电量规模≤新能源项目装机容量(交流侧)×近三年全省同类项目平均利用小时数(交流侧)×(1-平均厂用电率)×上限比例
平均厂用电率=1-∑年度上网电量/∑年度发电量，厂用电率参考同类型新能源上年度平均厂用电率计算得出。
单个项目若为“自发自用，余电上网”模式，竞价申报时根据厂用电率计算的机制电量上限，并相应剔除自发自用电量。自发自用电量扣除比例按照省级能源主管部门规定执行，未做出规定时该数值暂取零。
第十二条 聚合商机制电量申报上限
聚合商应为代理的每个项目分别申报机制电量，其可申报机制电量上限为所代理每个项目的可申报机制电量上限之和。聚合商可参与不同年度、不同场次的竞价工作。同一场次中，同一分布式项目主体只可选择一家代理商作为其竞价代理机构。
第四章 竞价机制
第十三条 竞价上下限
竞价上限，根据新能源项目合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。竞价下限，原则上参考先进电站造价水平(仅包含固定成本)折算度电成本(不含收益)合理确定。后期适时取消竞价下限。竞价申报价格单位为“元/千瓦时”，保留小数点后面3位，含增值税，不高于竞价上限，不低于竞价下限。
第十四条 申报充足率检测
价格出清前应开展申报充足率检测，当竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率下限要求时，竞价电量规模自动缩减，直至满足申报充足率要求。
第十五条 价格出清机制
竞价采用边际出清方式确定出清价格，即将所有同类型竞价项目按其申报电价由低到高进行排序，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。当只有一个项目按出清价格申报时，该项目纳入机制的电量按实际剩余机制电量出清(对应折算的机制电量比例四舍五入后取整数)。当两个及以上项目按出清价格申报时，上述项目纳入机制的电量按申报电量占比，分配剩余机制电量。如边际机组入选电量小于申报电量的60%时，取消最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。
第十六条 执行期限
增量项目机制电价执行期限，根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，在每年竞价通知中发布。起始时间自项目申报投产时间次月1日开始执行，最早不早于竞价年度1月1日或竞价结果公布次月1日。竞价项目机制电价起始时间按照竞价结果通知规定执行。
第五章 竞价流程
第十七条 发布竞价通知
省发展改革委发布竞价通知，明确竞价电量规模、竞价项目类型、申报价格上下限、执行期限、竞价组织方与场所等相关事项。竞价通知发布后5个工作日内，国网江西电力发布竞价组织公告，明确竞价标的、竞价主体、需提供竞价资质材料、申报价格上下限、机制电价执行期限、竞价项目类型、竞价流程安排等具体事项。
第十八条 提交竞价材料
拟参与竞价的相关项目，应根据竞价公告要求，在规定的期限内，通过竞价平台提交资质、申报电量和电价等竞价相关资料。省发展改革委会同省能源局、国网江西电力负责对新能源项目提交资料的完整性、合规性进行审核。申报电量、电价在初次提交期限截止后自动封存，不得更改。其他审核未通过的资料，统一回退并限期修改，逾期未重新提交或提交仍未通过审核的，取消竞价资格。
第十九条 组织竞价及公示
按竞价机制开展竞价。若竞价中同类项目报价一致性较高时(报价相同的项目占比超2/3，不含按竞价下限报价的项目)，当次竞价结果作废，国网江西电力应将相关竞价资料移交省发展改革委和相关市场监管部门开展市场垄断调查，调查结束后对该批次不违规项目重新开展竞价。
竞价结束后，国网江西电力在竞价平台对拟入选的项目名称、项目类型、项目申报主体、承诺投产时间、机制电量、机制电量比例、机制电价、机制电价执行期限等信息进行公示，公示期为5个工作日。竞价申报主体对公示结果有异议的，须在公示期内以书面形式提出，并提供相关证明材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。
第二十条 公布竞价结果
公示期结束后，报请省发展改革委审定并公布竞价结果，国网江西电力在竞价平台同步公布。
第二十一条 签订协议
竞价结果公布后，由国网江西电力与入选项目签订含差价结算条款的购售电合同，明确项目基本情况、纳入机制的电量规模、机制电价、执行期限等内容。竞价前已经完成购售电合同签订的，暂不重签合同，差价结算等相关事项按照政策规定执行。
第六章 保障措施
第二十二条 考核机制
参与竞价并纳入增量机制电量的新能源项目应严格按照申报时间投产。实际投产时间(即全容量并网时间)较项目申报时间延迟不超过6个月的，实际投产日期前覆盖电量自动失效;延迟时间超过6个月的，该项目当次竞价入选结果作废，并取消下一年度该项目投资方(上溯至省级)新能源项目竞价资格。
第二十三条 豁免情况
因重大政策调整、自然灾害等不可抗力因素变化导致的延期，经省能源局审批通过后，省发展改革委可免于取消后续竞价资格。
第二十四条 并网监督
国网江西电力应做好并网服务，严格按照时间节点做好建设及并网调试工作，建立并网进度跟踪机制，按月公开项目进展，坚决避免因电网原因导致新能源项目不能按期投产。已入选未投产的项目，应通过竞价平台等渠道定期填报项目前期工作进展、建设进度情况。
第二十五条 信用管理
竞价主体在材料申报、竞价过程中存在以下情况时，由国网江西电力上报省发展改革委、省能源局，纳入信用管理按照相关规定进行处理，且入选结果无效，两年内禁止竞价：
(一)处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序;
(二)处于行政主管部门相关文件确认的禁止竞价的范围和处罚期间内;
(三)近三年存在骗取中标或严重违约，经有关部门认定的因其服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故;
(四)被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。
第二十六条 争议处理
因竞价工作实施过程中引起的争议问题，优先由国网江西电力与竞价主体协商解决，协商期原则不超过10个工作日，并签订和解协议书;协商未果的，可根据项目核准(备案)管理权限，分级提请对应能源、价格、电力运行主管部门参与调解工作，调解过程不超过30个工作日(主管部门依职权调查取证所需时间不计入)，达成一致后，由主管部门出具调解终止通知书，到期未达成一致的，视为调解不成;调解不成的争议问题，双方依据合同或协议约定的争议解决方式。未签订合同或协议情况下，争议方可通过司法途径解决争议。在争议解决期间，合同或协议的履行以争议解决条款约定为准，其他竞价主体的竞价工作事项仍需正常进行。通过聚合商代理参与竞价工作的，聚合商视为法定竞价主体，发生争议时由其代理的项目单位应首先与聚合商协商处置。
第二十七条 保密与信息安全
各竞价主体应自觉维护公平公正的新能源项目竞价秩序，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。省发展改革委、省能源局和国网江西电力等单位要严守保密规定，充分发挥市场自律和社会监督作用，履行好市场监控和风险防控责任，对违反竞价规则、串通报价等违规行为依规开展监测。
本细则自2026年9月19日起执行。《江西省发展改革委关于印发<江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则>的通知》(赣发改价管〔2025〕719号)同步废止。
