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）》，全力推动新能源上网电价市场化形成

2025 年 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）》，致力于推动新能源上网电价全面市场化。

方案提出，新能源项目（风电、光伏发电等）上网电量需全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价，生物质能等电源将根据市场建设情况适时参与。参与市场交易时，满足上网电力预测及功率控制指令执行条件的新能源项目与虚拟电厂（能源聚合类），可 “报量报价” 参与现货市场，所有项目也能以 “不报量不报价” 的价格接受者身份参与。参与跨省跨区交易的新能源电量，按相关政策执行上网电价与交易机制；享有财政补贴的项目，在全生命周期合理利用小时数内，补贴标准维持原有规定。

结算机制方面，新能源参与电力市场交易后，将在市场外建立差价结算机制。对于纳入机制的电量，由电网企业依据市场交易均价与机制电价的差额开展差价结算，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。其中，现货连续运行期间，市场交易均价按同类型项目所有节点实时市场分时月度加权交易均价确定；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。

方案对存量和增量项目区别对待。存量项目指 2025 年 6 月 1 日以前投产的项目，其电量规模按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定，机制电价按我省燃煤发电基准价（0.3844 元 / 千瓦时）执行，部分已有明确上网电价（不含补贴）的项目则依此定价，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。增量项目即 2025 年 6 月 1 日起投产的项目，每年新增纳入机制的电量规模，需综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以及用户承受能力等因素确定。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%），后续将根据新能源发展情况调整。机制电价每年组织符合条件的项目自愿参与竞价确定，按报价从低到高原则确定入选项目，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。此外，针对 2025 年 6 月 1 日前尚未投产，但已通过竞争性配置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，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。

具体如下：

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.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）.doc

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