8月29日，安徽省发改委发布《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）》。
文件提出，推动新能源上网电价全面由市场形成。
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”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。
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。
存量项目：2025年6月1日以前投产的新能源项目
（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。
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。
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。
（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。
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。
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。
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。
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。
（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。
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。
原公告如下：
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。
感谢您的参与和支持！
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
安徽省发展和改革委员会 2025年8月29日
碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250830/50007368.html
