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。
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,在全旉覌奇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,竟价申报电量规模,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，撓羽必须满足可观、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。
江苏省发展改革委
2025年10月15日