存量0.3844元/kWh！安徽“136号文”承接方案正式印发

9月25日，安徽省发展改革委 安徽省能源局发布关于印发《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》的通知（以下简称《方案》）。

《方案》指出，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。

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。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。

(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。

(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。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

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。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。

(2)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，确定竞上下限。每年组织具备条件的新能源项目自愿参与竞价，竞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。

(3)执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。

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x(机制电价-市场交易均价)。作为价格接受者参与现货市场的新能源项目，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。新能源项目当年已结算机制电量达到上限后，后续月可全量参与月度及以下中长期(绿电)交易。

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。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

《安徽省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》指出：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。

点击查看详情：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