安徽“136号文”承接方案印发：存量机制电价0.3844元/kWh 分散式风电/分布式光伏全部纳入机制电量

近日，《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》（皖发改价格〔2025〕505号）正式印发。文件提到，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。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”，作为价格接受者参与现货市场。

存量项目：

项目范围：2025年6月1日以前投产（全容量并网，下同）的新能源项目。

机制电量规模：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。集中式新能源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（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。分散式风电、分布式光伏项目年机制电量比例为100%。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。

机制电价：按安徽省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行。部分项目已有政府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。

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。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数按相关规定执行。

增量项目：

项目范围：2025年6月1日起投产的新能源项目。

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。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、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（绿电）交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。

机制电价：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。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。

执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。

《安徽省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》提到，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。

详情如下：