浙江省新能源可持续发展价格结算机制实施细则征求意见

9月3日，浙江省发展和改革委员会发布关于公开征求《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套实施细则意见的通知。配套细则包括《浙江省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（征求意见稿）》《浙江省新能源发电成本测算细则（征求意见稿）》《浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》。

《浙江省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（征求意见稿）》明确，新能源存量项目的机制电价，明确为0.4153元/千瓦时。已开展竞争性配置的新能源项目，作为存量项目纳入新能源可持续发展价格结算机制；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。

新能源增量项目的机制电价，由省发展改革委（能源局）每年组织竞价形成。竞价时按报价从低到高确定入选项目，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；设置竞价下限的，机制电价不低于竞价下限。

机制电价执行期限内，新能源项目可自愿分档调减机制电量覆盖范围，每次可调整一档或多档；存量项目调减机制电量比例时，以10%为一档；增量项目调减机制电量时，以初始机制电量的10%为一档，退出后的机制电量不再纳入后续机制电量执行范围。

详情如下：

浙江省新能源可持续发展价格结算机制

实施细则

（征求意见稿）

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）、《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》规定，制定本细则。

第二条 本细则适用于浙江省行政区域内的新能源项目（风电、光伏发电，下同）参与电力市场交易结算后，在市场外进行的新能源可持续发展价格结算机制差价结算（以下简称“机制电价差价结算”）。进行机制电价差价结算的新能源项目，应在规定期限内与电网企业签订新能源可持续发展价格机制结算协议（以下简称“机制电价协议”，可纳入购售电合同），明确新能源可持续发展价格结算机制电价、新能源可持续发展价格结算机制电量、机制电价执行期限等事项。

第三条 本细则中的新能源存量项目，是指2025年6月1日前全容量投产的新能源项目；新能源增量项目，是指2025年6月1日（含）起全容量投产的新能源项目。全容量投产时间认定方式按照《浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》有关条款执行。

第四条 省发展改革委（能源局）会同省电力公司负责本细则的实施工作。

第二章 确定机制电价

第五条 新能源存量项目的机制电价，明确为0.4153元/千瓦时。已开展竞争性配置的新能源项目，作为存量项目纳入新能源可持续发展价格结算机制；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。

第六条 新能源增量项目的机制电价，由省发展改革委（能源局）每年组织竞价形成。竞价时按报价从低到高确定入选项目，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；设置竞价下限的，机制电价不低于竞价下限。

第三章 确定机制电量

第七条 新能源存量项目月度机制电量，等于当月实际上网电量乘以机制电量比例。存量项目每年可自主申报确定次年机制电量比例一次，但不得高于上一年；未申报调整次年比例的，次年执行最近一次确定的比例。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）机制电量比例上限为90%，其他新能源项目机制电量比例上限为100%；参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限为“1-Min（该项目2025年1月至5月累计绿电结算电量占其2025年1月至5月累计总上网电量比例，2025年1月至5月全省统调新能源绿电交易结算电量占2025年1月至5月全省参与绿电交易统调新能源的上网电量比例）”。自主申报高于比例上限的，按照比例上限执行。

第八条 新能源存量项目首次确定机制电量比例时，统调新能源项目未在规定时限内申报机制电量比例并签订机制电价协议的，视为主动放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围；其他存量项目未在规定期限内申请调整并签订机制电价协议的，按照政府公告的统一标准执行。未在规定期限内签订机制电价协议的新能源项目，原购售电合同保持有效，其中价格条款按照最新电价政策执行。

第九条 新能源增量项目的年度机制电量，由省发展改革委（能源局）每年组织竞价确定。增量项目入选机制电价（入选项目公示结束，下同）后，未在规定时限内签订机制电价协议的，视为主动放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围。

第十条 新能源增量项目的月度机制电量，等于当月实际上网电量乘以机制电量比例。

机制电量比例计算公式如下：

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×同类项目年发电利用小时数标杆），每月执行相同比例。项目分集中式光伏、分布式光伏、陆上风电、省管海域风电、国管海域风电五类。

第十一条 新能源存量项目年累计结算机制电量上限等于项目装机容量（实际装机容量、批准或备案装机容量取小值）、同类项目（分集中式光伏、分布式光伏、陆上风电、省管海域风电、国管海域风电）年发电利用小时数标杆的乘积。新能源增量项目年累计结算机制电量上限为中标的年度机制电量。若当年已结算机制电量达到上限，则当月超过部分及后续月份电量均不再执行机制电价。若新能源增量项目年底仍未达到中标的年度机制电量，缺额部分不进行跨年滚动。

第十二条 机制电价执行期限内，新能源项目可自愿分档调减机制电量覆盖范围，每次可调整一档或多档；存量项目调减机制电量比例时，以10%为一档；增量项目调减机制电量时，以初始机制电量的10%为一档，退出后的机制电量不再纳入后续机制电量执行范围。

第十三条 申请减少机制电量覆盖范围的新能源发电项目，可在每年11月底前，向电网企业提出次年退坡申请，电网企业应在10个工作日内完成调整，自次年1月1日起按照调整后的机制电量执行。

第四章 确定机制电价执行期限

第十四条 享有国家可再生能源发电补贴（以下简称“新能源补贴”）的新能源存量项目，机制电价执行期限参照新能源补贴期限执行；无新能源补贴的存量项目，机制电价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（参考入选机制电价年份同类新能源项目年发电利用小时数标杆计算，全生命周期取20年）较早者确定。执行期限届满后，次月不再执行机制电价。

第十五条 新能源增量项目执行期限，按照入选机制电价年份的增量项目机制电价竞价工作相关通知确定，到期后自动退出。入选机制电价时已全容量投产的增量项目，机制电价执行期限自入选机制电价次月起算。入选机制电价时未全容量投产的项目，机制电价执行期限自项目申报的全容量投产时间次月起算；实际全容量投产时间晚于申报时间180日以上的，视为自愿放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围。

第十六条 机制电价执行到期，或者新能源项目在执行期限内自愿退出的，次月起不再纳入机制电价执行范围。

第五章 结算机制差价电费

第十七条 市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按月开展机制电价差价结算。

新能源机制电价差价结算电费（以下简称“机制差价电费”）计算公式如下：

月度机制差价电费=月度机制电量×（机制电价-月度市场交易均价）

第十八条 月度市场交易均价根据交易机构提供的浙江电力现货实时市场发电侧同类项目加权均价确定。市场交易均价分为风电、光伏两类。月度市场交易均价只考虑以“报量报价”方式参与现货市场的新能源项目。

第十九条 新能源存量项目机制差价电费自本细则执行当月开始结算。入选机制电价时已全容量投产的增量项目，自入选机制电价后次月开始结算；入选机制电价时未全容量投产的增量项目，自按照本细则第三条确认全容量投产次月和申报全容量投产次月较晚者开始结算。确认全容量投产月份晚于实际投产月份的，按月进行追补；协议约定不进行追补的，从其约定。

第二十条 机制差价电费按照电能量电费结算要求进行管理。电网企业应在电费账单中列明差价结算科目、机制电量、机制电价、月度市场交易均价、结算金额等内容。

第二十一条 机制电量已受到政策性保障，不再开展其他形式的差价结算。

第二十二条 机制差价电费按照电网企业记录的结算户号、实际上网电量结算到户。由于历史发用电计量故障等原因需要进行电费退补调整的，由电网企业根据与新能源项目确认的差错电量以及差错当月的月度市场交易均价进行机制电价差价费用退补。

第二十三条 机制差价电费纳入系统运行费用，由全体工商业用户按月分享或分摊。系统运行费用新增“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目。

第六章 附则

第二十四条  机制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。绿电交易电量的绿证收益，按照“当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小”结算。

第二十五条  新能源项目年发电利用小时数标杆由省发展改革委（能源局）定期发布更新。

第二十六条  机制电量比例（百分比）四舍五入保留两位小数，机制电量（千瓦时）四舍五入取整数。