日前，《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》發(fā)布。

2025年6月1日前投產(chǎn)的存量項目

2025年6月1日以前已全容量并網(wǎng)的新能源項目為存量項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風(fēng)電項目，視同存量項目。集中式新能源項目、10千伏及以上全額上網(wǎng)的分布式新能源項目，全容量并網(wǎng)以并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂的時間為準(zhǔn)；除10千伏及以上全額上網(wǎng)分布式項目外的分布式新能源項目，全容量并網(wǎng)以省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間為準(zhǔn)。具體項目由電網(wǎng)企業(yè)配合能源主管部門組織認(rèn)定。

電量規(guī)模。妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策，新能源項目機制電量占其上網(wǎng)電量的比例不高于90%；戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。參與過綠電交易的新能源項目的機制電量比例，以前述比例為基礎(chǔ)，扣減綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例確定。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。

機制電價。存量項目機制電價參考省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價0.391元/千瓦時執(zhí)行。

執(zhí)行期限。按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與全容量投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份較早者確定(原特許權(quán)風(fēng)電項目投產(chǎn)發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時)，到期后，存量項目不再執(zhí)行機制電價。

2025年6月1日后投產(chǎn)的增量項目

競價分類。綜合新能源發(fā)電項目建設(shè)成本和運行特性，暫分為海上風(fēng)電項目(含海上風(fēng)光同場項目，下同)、其他風(fēng)電項目和光伏項目(含其他海上光伏項目，下同)三類，其中：其他風(fēng)電和光伏項目統(tǒng)一組織競價，同一競價場次的新能源項目執(zhí)行相同的機制電價水平和期限。

電量規(guī)模。每年新增納入機制的電量規(guī)模，由省發(fā)展改革委會同省能源局，結(jié)合國家下達(dá)的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況以及用戶承受能力等因素，按照相關(guān)規(guī)定予以明確，具體以每次競價公告為準(zhǔn)。為引導(dǎo)新能源項目充分競爭，降低全社會用能成本，競價申報電量規(guī)模，按照不低于每年機制電量總規(guī)模的125%設(shè)定，如全部競價項目申報電量低于機制電量總規(guī)模的125%，機制電量總規(guī)模相應(yīng)縮減；單個項目競價電量申報比例上限，不高于其預(yù)計年度上網(wǎng)電量的90%。

機制電價。競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定競價下限，具體以每次競價公告為準(zhǔn)。競價時，按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限，不得低于競價下限。價格相同時，按照申報時間優(yōu)先確定排序，直至滿足競價總規(guī)模。最后一個入選項目按照中標(biāo)價格的申報容量納入機制電量。

執(zhí)行期限。增量項目執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，具體以每次競價公告為準(zhǔn)。增量項目執(zhí)行機制電價前，必須滿足可觀、可測、可調(diào)、可控條件且已投產(chǎn)。到期后，不再執(zhí)行機制電價。

《實施方案》還表示，完善市場價格形成機制。適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報、出清價格上限，考慮當(dāng)前省內(nèi)工商業(yè)用戶尖峰電價水平和市場電源發(fā)電成本等因素，暫定為1.5元/千瓦時，申報、出清價格下限，考慮新能源發(fā)展需要和市場建設(shè)實際等因素，暫定為0元/千瓦時，并將適時根據(jù)新能源在電力市場外獲得其他收益和市場運行情況進行調(diào)整。

本方案自2026年1月1日起執(zhí)行，有效期五年。

詳情見下：