来源：市场资讯
（来源：能源日参）
10月17日，江苏省发改委发布《江苏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》（苏发改规发〔2025〕5号），其中涵盖《江苏省新能源可持续发展价格结算机制实施细则》、《江苏省增量新能源发电项目机制电价竞价实施细则》、《江苏省新能源发电项目成本调查实施细则》等全套文件!
完善市场价格形成机制。适当放宽现货市场限价，现货市场申报、出清价格上限，考虑当前省内工商业用户尖峰电价水平和市场电源发电成本等因素，暂定为1.5元/千瓦时，申报、出清价格下限，考虑新能源发展需要和市场建设实际等因素，暂定为0元/千瓦时，并将适时根据新能源在电力市场外获得其他收益和市场运行情况进行调整。
存量项目：
项目范围：2025年6月1日以前已全容量并网的新能源项目；2025年6月1日以前已开展并完成竞争性配置的承诺配建储能的海上风电项目，视同存量项目。集中式新能源项目、10千伏及以上全额上网的分布式新能源项目，全容量并网时间以并网调度协议签订时间为准；除10千伏及以上全额上网分布式项目外的分布式新能源项目，全容量并网时间以省电力公司营销系统中明确的全容量并网发电时间为准。具体项目由电网企业配合能源主管部门组织认定。
机制电量规模：妥善衔接现行具有保障性质的电量规模政策，新能源项目机制电量占其上网电量的比例不高于90%；户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。参与过绿电交易的新能源项目的机制电量比例，以前述比例为基础，扣减绿电交易结算电量占上网电量的比例确定。新能源项目在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。
机制电价：存量项目机制电价参考江苏省燃煤发电基准价0.391元/千瓦时执行。
执行期限：按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与全容量投产满20年对应年份两者中较早者确定（原特许权风电项目投产发电利用小时数为满30000小时）。到期后，存量项目不再执行机制电价。
增量项目：
项目范围：2025年6月1日起全容量并网且未纳入过机制的新能源项目，由省发展改革委会同省能源局、省电力公司、省电力交易中心，在全省范围内统一组织开展增量新能源项目可持续发展价格机制竞价。
竞价分类：综合新能源项目建设成本和运行特性，暂分为海上风电项目（含海上风光同场项目）、其他风电项目和光伏项目（含其他海上光伏项目）两类。
机制电量：每年新增纳入机制的电量规模，由省发展改革委会同省能源局，结合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和用户承受能力等因素予以明确，具体以每次竞价公告为准。为引导新能源项目充分竞争，降低全社会用能成本，竞价申报电量规模，按照不低于每年机制电量总规模的125%设定，如全部竞价项目申报电量低于机制电量总规模的125%，机制电量总规模相应缩减；单个项目竞价电量申报比例上限，不高于其预计年度上网电量的90%。
机制电价：竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，具体以每次竞价公告为准。
执行期限：增量项目执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，具体以每次竞价公告为准。增量项目执行机制电价前，必须满足可观、可测、可调、可控条件且已投产。到期后，不再执行机制电价。
《江苏省新能源可持续发展价格结算机制实施细则》提到，存量新能源项目机制电量占其上网电量的比例不高于90%；户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。新能源项目在前述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。参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例按照前述同类项目比例，扣减绿电交易结算电量占上网电量的比例确定。绿电交易结算电量占上网电量的比例，按该项目2025年1-5月绿电交易结算电量占其上网电量的比例和全省2025年1-5月新能源绿电交易结算电量占全省新能源上网电量的比例两者中较小者确定。首年未自主确定机制电量比例的新能源项目，默认按同类别项目的最高比例执行；以后年度未申报调整机制电量的新能源项目，视为按该项目上一年比例执行。
鼓励分布式项目自主申报或通过聚合商申报机制电量，不申报机制电量的增量项目，视为不参与机制电量。
存量项目执行期限，按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份（具体到月）与全容量投产满20年对应年份（具体到月）两者中较早者确定（原特许权风电项目发电利用小时数为满30000小时）。存量项目因共用计量装置无法确定全生命周期合理利用小时数的，按照投产满20年确定。依据《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426 号）规定，海上风电项目、其他风电项目和光伏项目全生命周期合理利用小时数分别为52000小时、36000小时、22000小时，其中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在全生命周期合理利用小时数基础上增加10%。
《江苏省增量新能源发电项目机制电价竞价实施细则》提到，首次竞价电量规模。首次竞价项目为2025年6月1日（含）至2026年12月31日之间全容量并网项目。机制电量总规模原则上结合江苏省增量新能源项目上网电量规模，参考存量项目机制电量比例确定。
第二年及以后竞价电量规模：竞价项目为2025年6月1日（含）至竞价次年12月31日之间全容量并网且未纳入过机制执行范围的项目。每年开展增量项目竞价前，由省发展改革委会同省能源局，根据全省当年国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重的预计完成情况、用户承受能力等因素，明确下一年度新增纳入机制的电量规模。完成情况预计高于消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模，可在前一年基础上适当减少；预计低于消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模，可在前一年基础上适当增加。
《江苏省新能源发电项目成本调查实施细则》提到，新能源项目成本，是指从项目前期开发、建设、运营到最终退役的全生命周期内，为完成发电目标所投入的全部经济资源，包括建设成本、运行维护费、财务费用等。
运行维护费是新能源发电企业维持项目正常运行的费用，包括材料费、修理费、人工费、土地（海域）使用费、保险费用和其他运营费用。
如涉及储能配套项目的折旧及相关费用、储能租赁费用、新能源项目在开发或运行过程中的非技术成本，需在调查补充事项中单列。
详情如下：
《江苏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》问答式政策解读
1.实施方案出台背景和主要内容是什么？
答：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）部署要求，结合江苏新能源发展实际，制定我省实施方案。通过稳定存量项目收益预期、激发增量项目投资活力，推动新能源项目全面入市交易，促进新能源行业高质量发展。
实施方案主要包括三方面内容：一是新能源上网电价全面由市场形成。2026年1月1日起，全省光伏发电、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据电力市场建设和行业发展实际，适时推动生物质发电等其他新能源发电项目，参与电力市场交易。二是建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制。区分存量和增量，分别明确纳入机制的电量规模、电价水平和执行期限。享有财政补贴的项目，全生命周期合理利用小时数内的财政补贴标准，按国家规定执行。三是健全适应新能源高质量发展的电力市场交易机制。逐步完善电力中长期交易规则，加快电力现货市场建设，推动辅助服务市场发展。鼓励新能源发用双方签订多年期绿电购买协议，稳定项目收益和用户成本预期。鼓励新能源项目基于出力特性、调节性能，自愿配建或租赁储能，提高项目市场获利能力。推动新型储能参与电能量市场、辅助服务市场，有序建立可靠容量补偿机制，探索建设容量市场，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
2.新能源可持续发展价格结算机制是什么？
答：新能源项目参与电力市场交易后，在电力市场外建立新能源可持续发展价格结算机制，对新能源项目纳入机制的电量，对比市场交易价格和机制电价之间的价差，给予多退少补的差价结算，即：当市场交易价格低于机制电价时，给予价差补偿；当市场交易价格高于机制电价时，对价差进行回收。相关差价费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享。
3.存量项目和增量项目如何界定？存量项目和增量项目的机制电量、机制电价、执行期限分别是如何确定的？
答：存量项目是指2025年6月1日（不含）前已全容量并网的项目，2025年6月1日以前已开展并完成竞争性配置的承诺配建储能的海上风电项目，视同存量项目。存量项目的机制电量比例设置为90%，其中：户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。机制电价参考我省燃煤基准价0.391元/千瓦时执行。执行期限按照项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定（原特许权风电项目投产发电利用小时数为满30000小时）。
增量项目是指2025年6月1日（含）后已全容量并网且未纳入过机制的项目。每年根据国家下达的非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况和用户承受能力，动态调整增量项目机制电量比例，与存量项目适度衔接。每年通过竞价形成机制电价，竞价分类暂分为海上风电（含海上风光同场建设项目）、光伏（含其他海上光伏项目）和其他风电两类，分类设置竞价上下限。执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。具体以每次增量项目竞价公告为准。
4.新能源增量项目竞价工作将如何开展？
增量项目竞价工作，由省发展改革委会同省能源局、省电力公司、省电力交易中心组织开展。每年组织已投产和预计于次年年底投产、且均未纳入过机制的项目，自愿参与机制电价竞价。竞价时，设置申报充足率和竞价上下限，以充分引导竞争。将按项目报价从低到高排序，确定入选项目，机制电价原则上按入选项目的最高报价确定。
开展增量项目竞价工作前，省发展改革委将向社会发布年度竞价通知和竞价公告，明确竞价电量规模、竞价上下限、执行期限等信息。增量项目竞价，将全程通过线上方式办理，集中式、分布式新能源项目可分别登陆“新能源云”平台、“网上国网”APP，完成网上申报、资格审核、参与竞价等流程。
5.本次改革对新能源发电企业有什么影响？
对于存量项目，执行新的价格机制后，项目拥有较高的保障比例，可保持其平稳运行，同时赋予项目自主选择退出机制的权利，退出机制后可参与绿电交易，获得绿证收益，项目可结合运营实际和收益预期，进行自主选择。用存量项目的稳定收益预期，增强新能源发电企业对增量项目的投资信心，进而带动增强省内产业链发展后劲。
对于增量项目，通过合理控制建设成本、有效调控发电实现与用户用电的精准匹配，积极开展绿电交易，获取绿证收益等途径，可保障投资主体获得合理回报。具有成本优势、运行管控得当的增量项目，将通过市场获得高于行业平均水平的收益，这对于促进新能源行业高质量发展将起到积极作用。
6.本次改革对我省终端用户电价水平有什么影响？
一方面，新能源项目全电量入市后，我省电力市场主体将更加多元，竞争将更加充分，将在一定程度上促使电力用户购电成本有所下降。另一方面，每月电网企业将按机制电价，对纳入机制的电量开展差价结算，新能源项目市场交易均价低于或高于机制电价的部分，将由全体工商业用户分摊或分享。预计改革后，工商业电价水平将保持相对稳定。
居民用户和农业用户继续执行现行目录销售电价，电价水平保持稳定。
《江苏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》一图读懂
(能源日参)
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