关于公开征求《安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》意见的公告

为贯彻落实《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）相关要求，结合我省实际，安徽省发展改革委牵头起草了《安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。本次征求意见的反馈截止时间为2025年9月7日，请将意见建议发送至电子邮箱shangjiachu@126.com，并注明单位、个人及联系方式。

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附件：1.安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）

      2.安徽省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）起草说明

安徽省深化新能源上网电价市场化改革
促进新能源高质量发展实施方案
（征求意见稿）

为贯彻落实《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）有关要求，推动新能源公平参与电力市场交易，促进新能源高质量可持续发展，结合我省实际，制定本实施方案。
一、推动新能源上网电价全面由市场形成
（一）推动全电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据市场建设情况，适时推动生物质能等各类电源参与市场交易。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。
（二）参与市场交易方式。具备上网电力预测条件、能执行电力调度机构功率控制指令的新能源项目及虚拟电厂（能源聚合类）可以“报量报价”参与现货市场。同时，所有新能源项目及虚拟电厂（能源聚合类）也可以“不报量不报价”方式，作为价格接受者参与现货市场。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按跨省跨区送电相关政策执行。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按原有规定执行。
二、建立支持新能源可持续发展价格机制
（三）结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用由全体工商业用户分摊或分享。现货连续运行期间，市场交易均价为同类型项目所有节点实时市场分时月度加权交易均价；现货未连续运行期间，原则上按同类型项目活跃周期中长期交易加权平均价格确定。
（四）存量项目。2025年6月1日以前投产（全容量并网，下同）的新能源项目：（1）电量规模：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。单个项目年机制电量比例，按其2024年度上网电量扣减当年中长期（含绿电）合同实际结算电量（小于零则按零处理，下同）占当年上网电量的比例确定。新能源项目在机制电量规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级（不含增容）等方式，主动参与市场竞争。（2）机制电价：按我省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行。部分项目已有文件明确其上网电价的，以该上网电价（不含补贴）作为其机制电价。（3）执行期限：按自投产之日起满20年与剩余全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）较早者确定。
（五）增量项目。2025年6月1日起投产的新能源项目：（1）电量规模：每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。增量项目机制电量均通过竞价获得，单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量的一定比例（2025年竞价为85%），后期将根据新能源发展情况适时调整。年上网电量按年合理利用小时数计算，风电、光伏年合理利用小时数分别按1800小时、1100小时确定。已投产的增量新能源项目在参与竞价获得机制电量前，可以参与月度及以下中长期交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。（2）机制电价：每年组织具备条件的新能源项目自愿参与竞价，竞价分类方式根据新能源发展情况确定。竞价时按报价从低到高的原则确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，确定竞价上下限。（3）执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。
2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目，可单独组织竞价，由企业自愿参与。通过单独竞价纳入机制的项目，其相应储能容量不再获得容量补偿收益。
（六）结算方式。对纳入机制的电量，省电力公司每月按机制电价与市场交易均价开展差价结算，结算费用=机制电量×（机制电价-市场交易均价），初期不再开展其他形式的差价结算。接受市场价格的新能源项目，存量项目按同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均价结算，增量项目原则上按所在节点实时市场分时价格结算，暂不具备条件的，按同类型项目所有节点实时市场分时月度加权均价结算。
存量新能源项目机制电量比例按本方案第（四）条规定确定，增量新能源项目年度机制电量比例按其竞价获得的年机制电量占年合理利用小时数对应电量的比例确定。月度机制电量比例与年度机制电量比例保持一致。若当年已结算机制电量达到年度机制电量规模，则当年内该月超过部分及后续月不再执行机制电价，若全年结算的机制电量未达到当年机制电量规模，年度剩余的机制电量不进行跨年滚动。
（七）退出机制。已纳入机制电价的新能源项目执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制电价执行范围。擅自增加并网发电容量的项目，按自愿退出机制处理。2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目及存量项目，已承诺通过租赁方式落实储能配置的，在其全生命周期内继续按承诺租赁储能，否则按自愿退出机制处理。
三、完善适应新能源高质量发展的市场机制
（八）健全现货市场交易和价格机制。新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。推动用户侧报量报价参与日前市场。进一步完善现货市场运行和结算规则，统筹考虑我省工商业用户尖峰电价水平、新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，适当放宽现货市场申报价格上下限。
（九）完善中长期市场交易和价格机制。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。现阶段，授权电网企业代表全体用户，按年度采购新能源机制电量并默认形成中长期合同，价格为合同的参考结算价，相关电量同步计入用户侧签约比例。
（十）妥善衔接绿电绿证市场机制。纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。绿色电力环境价值按绿电合同电量、扣减机制电量后的上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定绿证结算数量，以绿证价格结算。省内绿色电力交易通过双边协商、挂牌等方式交易，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。
（十一）优化代理购电价格形成机制。代理购电可通过市场化方式采购新能源电量，对于在中长期交易中未成交的电量，在现货市场中采购。为保障居民和农业价格稳定产生的新增损益，由全体工商业分摊或分享。
（十二）优化电力市场运行环境。坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准（备案）、并网、上网等的前置条件。
四、工作要求
省发展改革委会同相关单位加强政策宣传解读，做好影响测算分析，及时解决实施过程中遇到的问题。省能源局完善现货市场、中长期交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。省电力公司做好竞价平台搭建、结算系统建设，配合开展增量新能源项目竞价工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集，相关情况及时报省发展改革委、省能源局。
本方案自2025年*月1日起正式实施。现行政策规定与本方案不符的，以本方案为准。新能源可持续发展价格结算机制自2026年1月1日起执行，过渡期间新能源项目上网电量电价继续按现行政策执行。

附件：安徽省增量新能源机制电价竞价实施细则

安徽省增量新能源机制电价竞价实施细则

第一章  总  则
第一条 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）等文件要求，制定本实施细则。
第二条 本细则所指新能源增量项目，是指2025年6月1日及以后投产（全容量并网）的风电、光伏发电项目（以下简称新能源项目）。
第三条 新能源项目投产（并网容量和时间），由政府主管部门按照企业承诺、多方校核的原则组织进行认定。
第四条 分期投产认定方式。新能源项目分期（批）投产的，在总核准/备案容量不变的情况下，在竞价前应向能源主管部门申请变更为分期核准/备案，按期（批）确定投产时间，参加机制电价竞价。对于具有多个机制电量、机制电价的同一个场站，其每期（批）发电设备的上网电量应具备单独计量、控制、预测等功能。当其每期（批）发电设备的上网电量不具备单独计量、控制、预测等功能时，对应期（批）项目新增发电容量的上网电量不得参与竞价。

第二章  竞价组织与竞价主体
第五条 竞价组织主体。省发展改革委会同省能源局、省电力公司成立竞价工作组，负责推进增量新能源项目竞价相关工作。
第六条 竞价组织方式。竞价前，竞价工作组开展竞价通知及公告编制工作，经省发展改革委审定后通过政府网站、新能源云、网上国网等平台对外公告。依托新能源云、网上国网，接受竞价项目申报资料，开展项目资质审查、机制电量竞价，竞价结果经省发展改革委审核通过后进行公示。
第七条 竞价申报项目条件。竞价申报项目为已投产和未来12 个月内投产，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。分布式新能源可自行参与竞价，也可由聚合商代理参与竞价，每次竞价代理项目总容量不高于100兆瓦。
第八条 竞价申报主体条件。竞价申报主体应为项目运营方或聚合商。项目运营方应为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同（协议）权利的法人或自然人（仅针对自然人户用分布式光伏项目）。分布式新能源聚合商应具备聚合分布式电源等资源的能力，具备售电公司同等资质，应具有固定人员、场所、服务电话及能够满足参加机制竞价的报量报价、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，聚合范围等条件应满足相应市场的相关规则规定。
第九条 竞价申报材料要求。
（1）已投产项目
1.集中式新能源项目应提供已纳入规划文件，项目核准（备案）文件、营业执照、《项目全容量并网承诺书》、《购售电合同》、《并网调度协议》、《竞价信息填报承诺书》，如非企业法定代表人办理还需提供《竞价授权委托书》，受托人法定身份证明（身份证等，下同）。
2.自然人分布式新能源项目应提供项目备案文件、户主法定身份证明、《购售电合同》、《竞价信息填报承诺书》，如非户主本人办理的还需提供《竞价授权委托书》、受托人法定身份证明。
3.非自然人、一般工商业分布式新能源项目应提供项目备案文件、法定代表人法定身份证明、营业执照、《购售电合同》、10（6）千伏以及上并网分布式新能源项目还需提供《并网调度协议》、《竞价信息填报承诺书》，如非企业法定代表人办理还需提供《竞价授权委托书》、受托人法定身份证明。
（2）未投产项目
1.集中式新能源项目应提供项目纳入省级及以上能源规划、年度建设计划的证明文件或省能源局关于竞争性配置建设规模等指标文件，项目核准（备案）文件、营业执照、《关于XX项目接入系统方案的函》、《电源接网协议》、《新能源项目预期全容量并网承诺书》、《竞价信息填报承诺书》、建设用地手续等项目已开工或具备开工条件的证明。如非企业法定代表人办理还需提供《竞价授权委托书》，受托人法定身份证明。
2.自然人分布式新能源项目应提供项目备案文件、户主法定身份证明、发电地址权属证明、《分布式光伏发电项目接入系统方案答复单》、《新能源项目预期全容量并网承诺书》、《竞价信息填报承诺书》，如非户主本人办理还需提供《竞价授权委托书》、受托人法定身份证明。
3.非自然人、一般工商业分布式新能源项目应提供项目备案文件、法定代表人法定身份证明、营业执照、发电地址权属证明、合同能源管理协议或发电地址租赁协议、《分布式光伏发电项目接入系统方案答复单》或《分布式光伏发电项目接入系统设计方案报告研究答复单》、《新能源项目预期全容量并网承诺书》、《竞价信息填报承诺书》，如非企业法定代表人办理还需提供《竞价授权委托书》、受托人法定身份证明。
分布式项目若以聚合形式参与竞价，分布式新能源聚合商应提供具备售电公司同等资质证明材料、与被代理项目签订的《分布式光伏项目竞价代理委托书》及法定代表人法定身份证明、营业执照、《竞价信息填报承诺书》等材料，如非企业法定代表人办理还需提供《竞价授权委托书》。被代理项目还应按照本实施细则“分布式新能源项目”要求提交相应材料。
第十条 竞价申报主体需承诺同时满足以下条件：
1.没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
2.没有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；
3.近三年没有骗取中标或严重违约行为；
4.未被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统中列入经营异常名录或者严重违法企业名单；
5.未被最高人民法院在“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。
如有隐瞒将被强制退出竞价，竞价结果无效，参与竞价的直接控股投资主体、分布式新能源聚合商两年内在安徽省所有项目禁止参加竞价。

第三章 竞价电量规模
第十一条 竞价电量总规模确定。每年新增纳入机制电量的总体规模，结合上一年非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。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适当减少，未完成的次年纳入机制的电量规模适当增加。
第十二条 竞价电量规模分类确定。根据新能源发展情况，分光伏和风电两类或不分类组织竞价，对应设置竞价规模。
2025年6月1日前已通过竞争性配置项目等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目可单独组织竞价，企业自愿参与，通过单独竞价纳入机制电价的项目，不再获得相应储能容量补偿收益。
第十三条 申报充足率。申报充足率计算公式如下：
申报充足率=（∑该类型参与出清竞价主体申报机制电量）/该类型机制电量总规模。
第十四条 项目可申报电量上限。单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量（按年合理利用小时数计算）的一定比例。
第四章 竞价方式与价格限制
第十五条 竞价价格限制。竞价上下限由省发展改革委考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力和先进电站造价水平折算度电成本等因素确定。
第十六条 申报充足率检测。价格出清前应开展申报充足率检测，当竞价主体参与出清的申报电量规模达不到充足率要求时，则该类型竞价电量总规模予以缩减，直至满足最低要求。
第十七条 出清价格机制。将所有竞价项目按其申报电价进行由低到高排序，采用边际出清方式确定出清价格，原则上取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。如多个项目申报价格与出清价格相同时，各项目入选电量按照申报电量权重进行分配。
第十八条 机制电价起始时间。机制电价执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。入选项目，若投产时间在次年1月1日之前的，自次年1月1日起执行；若投产时间在次年1月1日及之后的，自实际投产时间的次月1日起执行。当年机制电价执行不满12个月的，机制电量规模按相应月份等比例折算。
第五章 竞价流程
第十九条 竞价工作按照“通知—公告—申报—审核—竞价—公示—公布”标准化流程，确保公平公正公开。
第二十条 发布竞价通知。省发展改革委发布竞价通知，明确竞价申报主体、竞价组织分类、申报价格上下限、申报充足率、机制电量上限、执行期限、履约保函要求、竞价场所等相关事项。
第二十一条 发布竞价公告。竞价工作组根据竞价通知发布竞价公告，除竞价通知相关内容外，还应包括竞价平台、需提供竞价资质材料、竞价流程安排等具体事项。
第二十二条 提交竞价项目资料。拟参与竞价的项目需根据竞价公告要求，在规定的期限内填报相关材料。
第二十三条 审核竞价项目资质。竞价工作组对新能源项目提交材料的完整性、合规性进行审核。审核未通过的，退回并限期修改，逾期未重新提交或提交仍未通过审核的，取消本次竞价资格。
第二十四条 提交项目履约保函。资质审核通过的未投产项目应向竞价工作组提交履约保函，其中分布式新能源聚合商按代理未投产项目容量提交履约保函。保函金额应不低于项目装机容量、该类电源年合理利用小时（光伏1100小时、风电1800小时）、安徽省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）三者乘积的5%，保函自项目申报投产日期起生效，有效期至少9个月。
第二十五条 公示资质审核结果。省发展改革委、省能源局委托电网企业在新能源云、网上国网等平台公示资质和履约保函审核结果。如竞价申报主体对审核结果有异议，须在规定时间内以书面形式提出，并提供相关证明材料，由竞价工作组进行受理和初步审核，最终异议处理结果由省发展改革委裁定后统一发布。公示期结束后，在新能源云、网上国网等平台公布本次机制电量规模和竞价分类。
第二十六条 组织主体竞价。竞价申报主体在规定时间完成竞价申报，对于申报价格超出或低于申报价格上下限的，视为无效申报。竞价工作组组织量价出清，开展市场集中度监控。
第二十七条 公示竞价结果。价格出清结束后，竞价工作组公示出清项目名单。单个项目参与竞价的，公示信息包括项目名称、项目类型、项目入选电量、机制电价等。聚合项目参与竞价的，公示信息包括聚合商名称、聚合入选总电量、代理项目名称、代理项目类型、代理项目入选电量、机制电价等。若竞价申报主体对公示结果有异议，需在公示期内以书面形式提出，并附相关证明材料，由竞价工作组进行受理和初步审核，最终异议处理结果由省发展改革委裁定后统一发布。若竞价申报主体因自身原因提出取消入选项目竞价结果，后续该项目不得再次参与机制电价竞价。
为防止边际出清的项目因入选电量过少导致利益受损，当边际出清项目入选电量小于其申报电量的一定比例时，竞价工作组向对应项目竞价申报主体发出结果确认邀请，项目竞价申报主体须自发送次日起1日内确认是否纳入该批次机制电量，规定时间内未确认视为自愿放弃竞价结果。如放弃此次竞价结果，则该项目不纳入该批次机制电量，允许参加后续竞价。
第二十八条 退还和使用履约保函。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。未入选项目在竞价结果公示结束后、入选项目全容量投产后可申请退还保函；入选项目若未按期全容量投产的，竞价工作组可根据项目投产等履约情况申请使用保函。
第二十九条 公布竞价结果。公示期结束且各方无异议后，经省发展改革委和省能源局审定后，由竞价工作组公布竞价结果。公布内容：（1）竞价项目总体情况，包括机制电量规模、机制电价水平、分类型项目个数及机制电量规模等；（2）竞价入选项目清单，包括项目名称、项目类型、预期或已投产时间、项目入选电量、机制电价执行期限、聚合项目明细等。
未入选项目可参与后续竞价，入选项目不得参与后续竞价。
第三十条 购售电合同签订。竞价结果公布结束后，入选新能源项目与电网企业应完成差价结算协议或含差价结算条款的购售电合同签订工作，明确项目基本情况、纳入机制的电量规模、机制电价价格、结算参考价格、差价结算方式、执行期限等内容，未在规定时间内签订的则视为接受竞价结果并执行新能源机制电价差价结算。发生增容、减容或过户等变化的，用户应及时主动与电网企业重新签署新能源购售电合同（含差价结算条款），该用户原机制电量规模及比例、机制电价、执行期限维持不变。因用户未及时与电网企业重签合同导致的损失及其他后果用户自行承担。合同期限届满前30日，若双方无异议，合同到期后自动延期，延期次数不限；若任何一方存有异议，应在期限届满前协商并重新签订合同。
第六章  保障机制
第三十一条 参与竞价的新能源项目应根据建设内外部条件合理预估建设周期，入选后应按照申报时间投产。
第三十二条 自新能源项目申报投产时间次月1日起算，新能源项目全容量并网时间晚于申报投产时间次月1日但不超过6个月（含）时。根据延期天数每日扣除该项目对应履约保函金额的1‰作为违约金，剩余履约保函在项目实际投产后返还。若项目全容量投产时间较申报投产时间次月1日晚于6个月以上时，该项目竞价入选结果作废，后续不得再次参与机制电价竞价，扣除该项目对应全部履约保函资金，并取消其直接控股投资主体2年内在安徽同类项目的竞价资格。电网企业使用履约保函时采用一次性扣除方式，扣除的履约保函资金纳入系统运行费。
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，经政府主管部门同意后，可免于取消后续竞价资格以及扣除保函资金。
第三十三条 竞价申报主体应通过竞价平台定期填报新能源项目进展情况，电网企业应做好接网服务。
第三十四条 竞价申报主体自觉维护竞价秩序，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。
第三十五条 竞价工作组要严守保密规定，不得泄漏项目报价等信息，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。

第七章  附则
第三十六条 本方案由省发展改革委会同省能源局负责解释。
第三十七条 竞价规模、项目可申报电量上限比例、申报价格上下限、竞价协议执行期限等具体内容见竞价公告。
本方案自2025年X月X日起施行。国家另有新要求的，从其规定。