9月30日，江西省發(fā)改委印發(fā)《江西省增量新能源項目機制電價競價實施細則》、《江西省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》、《江西省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算細則》。



為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發(fā)展，根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）相關要求，結合我省實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網(wǎng)電量參與市場交易。省內(nèi)新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。集中式風電、光伏項目（以下簡稱“集中式新能源”）原則上以報量報價方式直接參與市場交易。分散式風電、分布式光伏項目（以下簡稱“分布式新能源”），鼓勵直接或聚合后，以報量報價方式參與市場交易；對于未直接或聚合參與的，作為價格接受者參與市場交易。新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

（二）完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制。新能源項目可報量報價參與現(xiàn)貨交易，也可接受市場形成的價格。現(xiàn)貨市場全電量按現(xiàn)貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現(xiàn)貨價格差值結算。支持分布式新能源直接或通過聚合方式參與現(xiàn)貨交易。新能源項目應全量參與日前可靠性機組組合和實時市場。新能源和用戶可自愿參與日前市場，支持用戶側報量報價參與日前市場，暫不具備條件的，允許用戶側按照在不超過最大用電功率范圍內(nèi)自主決策申報購買量，不進行偏差收益回收。考慮全省工商業(yè)用戶尖峰電價水平、新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，對電力現(xiàn)貨市場申報、出清價格設定上下限，適時根據(jù)市場情況調整。除正常交易的市場限價之外，設置二級出清價格限值，并結合市場運行情況，適時完善限值及執(zhí)行方式。

（三）健全中長期市場交易和價格機制。不斷完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，開展分時段帶曲線交易。新能源參與中長期交易的申報電量上限按額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網(wǎng)電量確定，結算參考點可自行選擇為實時市場任一節(jié)點或統(tǒng)一結算點�，F(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結算，可由電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶與新能源場站簽訂機制電量中長期合約，合同價格明確為合同的參考結算價，相關電量同步計入用戶側簽約比例。適當放寬發(fā)電側中長期簽約電量比例要求，用戶側中長期簽約電量比例相應調整。

完善綠電交易機制，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。納入機制的電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。綠證結算電量按當月省內(nèi)綠電交易合同電量、發(fā)電企業(yè)扣除機制電量后的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。省內(nèi)綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。

二、建立健全支持新能源高質量發(fā)展的制度機制

（一）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制，對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享�，F(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定，取消對參與市場交易的新能源月結算均價最低限價的有關規(guī)定。2025年6月1日以前投產(chǎn)的存量新能源項目，機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策相銜接，已參與綠電交易的新能源不納入機制電量范圍，機制電價統(tǒng)一按江西省煤電基準價執(zhí)行，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行。集中式新能源投產(chǎn)容量以項目核準（備案）容量為準，投產(chǎn)時間以電力業(yè)務許可證中核準（備案）發(fā)電機組最晚投產(chǎn)時間為準；分布式新能源投產(chǎn)容量及時間以電網(wǎng)企業(yè)營銷系統(tǒng)中項目的“并網(wǎng)容量”和“并網(wǎng)日期”為準。

（二）建立增量項目機制電價競爭機制。2025年6月1日及以后投產(chǎn)的增量新能源項目，機制電量年度總規(guī)模，綜合考慮當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數(shù)、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況等因素確定。機制電價由競爭形成，具體按照邊際機組報價確定，同一批次、同類型項目機制電價水平相同。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期為避免無序競爭，設置競價下限和申報充足率下限，引導新能源充分競爭，降低全社會用能成本。執(zhí)行期限，根據(jù)同類項目回收初始投資的平均期限合理確定，起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。

（三）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算退出機制。新能源項目每年可在上限比例范圍內(nèi)，自主確定當年執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。電網(wǎng)企業(yè)應建立定期校驗機制，做好新能源項目到期退出管理。

三、完善支持新能源高質量發(fā)展的配套體系

（一）健全電力市場信息披露體系。建立以電力交易平臺為載體的統(tǒng)一信息披露平臺，按年度、季度、月度、周度及日度等頻次規(guī)范發(fā)布電力市場信息。電力交易機構應履行信息披露主體責任，制定標準化信息報送規(guī)則，組織市場成員通過指定平臺及時、準確、完整披露相關信息。持續(xù)完善市場風險防控機制，強化風險監(jiān)測預警能力，構建多層次風險化解體系，切實規(guī)范電力市場秩序，保障經(jīng)營主體合法權益與社會公共利益，確保電價市場化改革穩(wěn)妥有序推進。

（二）建立發(fā)電機組成本調查制度。建立健全發(fā)電機組成本調查評估體系，構建全周期成本預測模型，為電力市場平穩(wěn)運行和電價機制改革優(yōu)化提供數(shù)據(jù)支撐。立足江西電網(wǎng)能源結構特性，實施常態(tài)化成本調查機制，分類型、分場景精準核算發(fā)電機組邊際成本、啟動成本及固定成本，形成科學合理的成本基準，推動電價水平與發(fā)電成本有效聯(lián)動，推動構建電力市場公平競爭秩序。

（三）完善輔助服務市場機制。優(yōu)化我省輔助服務價格機制，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，符合規(guī)定的調頻、備用輔助服務費用，原則上由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分擔，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分攤。

四、保障措施

（一）加強組織領導。省發(fā)展改革委將會同省能源局等根據(jù)本方案制定配套實施細則，電力運行主管部門要推進電力現(xiàn)貨市場建設，各單位要強化協(xié)同配合，周密組織實施，推動各項工作有序開展。

（二）加強政策宣傳。各有關部門要提前謀劃政策宣傳解讀，凝聚改革共識，形成推進電力體制改革的良好氛圍，主動協(xié)調解決實施過程中遇到的問題，及時回應社會關切，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革平穩(wěn)實施。

（三）加強政策評估。密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，及時總結改革成效，優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。

本方案試行，自2025年10月1日起實施，如遇重大調整，將另行通知。方案實施前執(zhí)行原政策規(guī)定。后續(xù)若國家政策調整，按國家規(guī)定執(zhí)行。

作者： 來源：江西省發(fā)展改革委 責任編輯：jianping