省发展改革委关于印发《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》的通知
（苏发改规发〔2025〕5号） 各设区市发展改革委，国网江苏省电力有限公司，江苏电力交易 中心，各有关经营主体：
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）要求，平稳有序推进我省新能源上网电价市 场化改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进新能 源行业高质量发展，结合江苏实际，制定以下实施方案。
一、新能源上网电价全面由市场形成 2026 年 1 月 1 日起，全省新能源项目（光伏发电、风力发 电，下同）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。新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可聚 合后参与市场交易，未直接或聚合参与市场交易的，默认接受市 场形成的价格。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。参与跨省跨 区交易的新能源电 量，上网电价和交易机制按国家跨省跨区送电相关政策执行。 完善市场交易机制。参与市场交易的新能源项目，可参与年 度（多年）、月度（多月）、月内、日以上等电力中长期交易， 公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。不断完善中长 期交易规则，允许供需双方结合新能源出力特点，自主确定中长 期合同的量价、曲线等。新能源项目中长期交易申报电量上限， 现阶段按照机组额定容量扣减机制电量对应容量后的上网能力 确定。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，形 成相对稳定的供需关系。新能源项目参与市场后，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。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财政补贴标准，按 国家原有规定执行。 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，并将根据新能源项目在电力市场外获得其他收益和 市场运行情况，适时进行调整。默认接受市场形成价格的新能源 项目，电力现货市场整月结算运行期间，现阶段结算价格按照发 电侧实时市场同类项目日加权均价确定，乘以日电量后，通过月 度加权方式结算，具备分时计量条件后，结算价格参照发电侧实 时市场同类项目分时加权均价确定；电力现货市场未整月结算运行期间，结算价格根据我省月度竞价同类项目加权均价确定。
二、建立支持新能源高质量发展制度机制 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。区分存量项目和增量 项目，分别明确纳入机制的电价水平、电量规模和执行期限等。 （一）存量项目 2025 年 6 月 1 日以前已全容量并网的新能源项目为存量项 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。 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我省燃煤发电基准价 0.391 元/千瓦时执行。 — 3 —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。 （二）增量项目 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。 电量规模。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。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，不得低于竞价下限。价格 相同时，按照申报时间优先确定排序，直至满足竞价总规模。最 后一个入选项目，按照中标价格的申报容量纳入机制电量。 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。 （三）结算方式 省发展改革委委托省电力公司，开展新能源项目可持续发展 价格机制结算。对纳入机制的电量，由电网企业每月按机制电价 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，纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享。市场 交易均价，电力现货市场整月结算运行期间，按照月度发电侧实 时市场同类项目加权均价确定；电力现货市场未整月结算运行期 间，根据月度竞价同类项目加权均价确定。机制电量分解至月度 执行，根据新能源项目每月实际上网电量，并区分存量项目和增 量项目不同的机制电量比例进行确定。现阶段，机制电量不再开 展其他形式的差价结算。 （四）调减和退出 已纳入机制的新能源项目，可在每年开展竞价前，自主通过电网企业“新能源云”平台或“网上国网”App，申请下调次年 机制电量比例，调低比例部分，不得再次申请纳入机制执行范围。 已纳入机制的新能源项目，在执行期限内，可自愿申请退出。新 能源项目执行到期或在执行期限内自愿退出的，均不再纳入机制 执行范围。 三、强化新能源市场化改革与有关政策的协同 （一）强化与电力现货市场、绿电绿证交易的协同 推动完善现货市场结算方式，逐步将现行差量结算方式调整 为差价结算方式，更好适应电力市场发展需要。完善绿电交易规 则，绿电交易以双边协商方式为主，也可选择挂牌方式，应分别 明确电能量价格和绿证价格，鼓励发用双方签订多年期绿电购买 协议。纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量，不再参与绿 电交易，不重复获得绿证收益，对应绿证划转至省级账户，并结 合国家部署和用户需求，探索建立省级账户绿证分配和交易机 制。 （二）强化与竞争性配置、配置储能政策的协同 鼓励新能源项目建设运营商综合考虑新能源项目出力特性、 调节性能等实际，自愿配建或租赁储能设施，与新能源项目协同 发挥作用，提高市场获利能力。配置储能不作为新建新能源项目 核准、并网、上网等的前置条件。2025 年 6 月 1 日以前已并网 的新能源存量项目，继续执行我省配置储能有关政策要求。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 — 6 —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。 四、保障措施 （一）加强政策宣传。省发展改革委会同省能源局、省电力 公司加强对各地的指导，开展改革政策宣传解读，跟踪政策执行 进展，积极回应社会关切。各设区市发展改革委会同当地供电公 司，配合做好政策宣传和本地新能源项目开展增量项目竞价等工 作的告知。 （二）提升支撑能力。省电力公司要通过营业网点、“网上 国网”App 等渠道，认真做好存量项目差价结算协议签订，未签 订差价结算协议的新能源项目，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；与通过竞价方式纳入机制电量的 增量项目，及时完成差价结算协议签订；持续完善新能源项目管 理、计量、并网、结算等服务，对新能源可持续发展价格结算机 制执行结果，进行单独归集。省电力公司负责建立并运行增量项 目机制电价竞价系统，省电力交易中心负责健全电力交易平台， 按要求进行电力市场交易信息披露，坚持公开透明，优化市场服 务能力。 （三）做好跟踪评估。省发展改革委会同省能源局、省电力 公司、省电力交易中心按照各自职责，密切跟踪电力市场交易价 格波动、新能源项目发电成本和收益变化、用户电价水平变化等， 适时评估改革影响，及时总结改革成效，优化调整政策措施。 本方案自 2026 年 1 月 1 日起实施，有效期至 2030 年 12 月 31 日。
附件：1.江苏省新能源可持续发展价格结算机制实施细则 2.江苏省增量新能源发电项目机制电价竞价实施细则 3.江苏省新能源发电项目成本调查实施细则
江苏省发展改革委
2025年10月15日