江西“136号文”征求意见：存量机制电量比例上限80%~100%，电价0.4143元/kWh；增量10月开展竞价！

时间：2025-09-11 13:52 浏览：38 来源：江西省发改委

9月8日，江西省发改委印发关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套细则意见的公告

《方案》提出，推动新能源上网电量参与市场交易。省内新能源项目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。集中式风电、光伏项目（以下简称“集中式新能源”）原则上以报量报价方式直接参与市场交易。分散式风电、分布式光伏项目（以下简称“分布式新能源”），鼓励直接或聚合后，以报量报价方式参与市场交易；对于未直接或聚合参与的，作为价格接受者参与市场交易。新能源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补贴标准按照原有规定执行。

存量项目：2025年6月1日以前投产新能源项目

机制电量：新能源项目月度机制电量=项目月度实际上网电量×项目的机制电量比例（集中式新能源上限为80%，分布式新能源上限为100%，光伏扶贫项目机制电量上限为100%）。

其中，项目当年累计执行的机制电量达到年度机制电量规模，则当月超过部分及当年后续月份不得再执行机制电价；若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不跨年滚动。

机制电价：统一按江西省煤电基准价0.4143元/kWh执行。

执行期限：按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。

此外，集中式新能源投产容量以项目核准（备案）容量为准，投产时间以电力业务许可证中核准（备案）发电机组最晚投产时间为准；分布式新能源投产容量及时间以电网企业营销系统中项目的“并网容量”和“并网日期”为准。

增量项目：2025年6月1日及以后投产的新能源项目

机制电量：综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。

机制电价：由竞争形成，具体按照边际机组报价确定，同一批次、同类型项目机制电价水平相同。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期设置竞价下限和申报充足率下限。

增量项目2025年首次竞价，暂定于2025年10月组织开展，首次竞价范围为2025年6月1日至2026年12月31日增量新能源项目。

新能源可持续发展价格结算退出机制。新能源项目每年可在上限比例范围内，自主确定当年执行机制的电量比例，但不得高于上一年。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。电网企业应建立定期校验机制，做好新能源项目到期退出管理。

完善辅助服务市场机制。优化江西省辅助服务价格机制，符合规定的调频、备用辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。

附文件内容如下：

关于公开征求《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套细则意见的公告

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）文件要求，结合我省实际，我委起草了《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》、《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》和《江西省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则（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14日。有关意见建议请通过电子邮件方式反馈至jxfgwjgc@126.com，并请注明单位、姓名及联系方式。

感谢您的参与和支持。

附件：1.江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）

2.江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则（征求意见稿）

3.江西省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则（征求意见稿）

2025年9月8日

江西省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）

为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，根据《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，制定本实施方案。

一、推动新能源上网电价全面由市场形成

（一）推动新能源上网电量参与市场交易。省内新能源项目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。集中式风电、光伏项目（以下简称“集中式新能源”）原则上以报量报价方式直接参与市场交易。分散式风电、分布式光伏项目（以下简称“分布式新能源”），鼓励直接或聚合后，以报量报价方式参与市场交易；对于未直接或聚合参与的，作为价格接受者参与市场交易。新能源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补贴标准按照原有规定执行。

（二）完善现货市场交易和价格机制。新能源项目可报量报价参与现货交易，也可接受市场形成的价格。现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易。新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。新能源和用户可自愿参与日前市场，支持用户侧报量报价参与日前市场，暂不具备条件的，允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行套利回收。考虑全省工商业用户尖峰电价水平、新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，对电力现货市场申报、出清价格设定上下限，适时根据市场情况调整。除正常交易的市场限价之外，设置二级出清价格限值，并结合市场运行情况，适时完善限值及执行方式。

（三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，开展分时段带曲线交易。新能源参与中长期交易的申报电量上限按额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网电量确定，结算参考点可自行选择为实时市场任一节点或统一结算点。现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算，可由电网企业代表全体用户与新能源场站签订机制电量中长期合约，合同价格明确为合同的参考结算价，相关电量同步计入用户侧签约比例。适当放宽发电侧中长期签约电量比例要求，用户侧中长期签约电量比例相应调整。

完善绿电交易机制，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称“绿证”）价格。纳入机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。绿证结算电量按当月省内绿电交易合同电量、发电企业扣除机制电量后的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

二、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

（一）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业开展差价结算，结算费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。现货市场连续运行时，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，取消对参与市场交易的新能源月结算均价最低限价的有关规定。2025年6月1日以前投产的存量新能源项目，机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，已参与绿电交易的新能源不纳入机制电量范围，机制电价统一按江西省煤电基准价执行，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。集中式新能源投产容量以项目核准（备案）容量为准，投产时间以电力业务许可证中核准（备案）发电机组最晚投产时间为准；分布式新能源投产容量及时间以电网企业营销系统中项目的“并网容量”和“并网日期”为准。

（二）建立增量项目机制电价竞争机制。2025年6月1日及以后投产的增量新能源项目，机制电量年度总规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。机制电价由竞争形成，具体按照边际机组报价确定，同一批次、同类型项目机制电价水平相同。竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期为避免无序竞争，设置竞价下限和申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本。执行期限，根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

（三）新能源可持续发展价格结算退出机制。新能源项目每年可在上限比例范围内，自主确定当年执行机制的电量比例，但不得高于上一年。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。电网企业应建立定期校验机制，做好新能源项目到期退出管理。

三、完善支持新能源高质量发展的配套体系

（一）健全电力市场信息披露体系。建立以电力交易平台为载体的统一信息披露平台，按年度、季度、月度、周度及日度等频次规范发布电力市场信息。电力交易机构应履行信息披露主体责任，制定标准化信息报送规则，组织市场成员通过指定平台及时、准确、完整披露相关信息。持续完善市场风险防控机制，强化风险监测预警能力，构建多层次风险化解体系，切实规范电力市场秩序，保障经营主体合法权益与社会公共利益，确保电价市场化改革稳妥有序推进。

（二）建立发电机组成本调查制度。建立健全发电机组成本调查评估体系，构建全周期成本预测模型，为电力市场平稳运行和电价机制改革优化提供数据支撑。立足江西电网能源结构特性，实施常态化成本调查机制，分类型、分场景精准核算发电机组边际成本、启动成本及固定成本，形成科学合理的成本基准，推动电价水平与发电成本有效联动，推动构建电力市场公平竞争秩序。

（三）完善辅助服务市场机制。优化我省辅助服务价格机制，符合规定的调频、备用辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。

四、保障措施

（一）加强组织领导。省发展改革委将会同省能源局等根据本方案制定配套实施细则，电力运行主管部门要推进电力现货市场建设，各单位要强化协同配合，周密组织实施，推动各项工作有序开展。

（二）加强政策宣传。各有关部门要提前谋划政策宣传解读，凝聚改革共识，形成推进电力体制改革的良好氛围，主动协调解决实施过程中遇到的问题，及时回应社会关切，确保新能源上网电价市场化改革平稳实施。

（三）加强政策评估。密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。

本方案自2025年月日起实施，方案实施前执行原政策规定。后续若国家政策调整，按国家规定执行。

江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则（征求意见稿）

第一章总则

第一条制定依据

根据《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）、《江西省发展改革委关于印发〈新能源上网电价市场化改革实施方案〉的通知》（赣发改价管〔2025〕号）等文件要求，为做好增量新能源项目机制电价竞价工作，制定本工作细则。

第二条工作原则

竞价工作按照“流程透明化、规则统一化、操作规范化”的原则，通过公开竞价确定增量项目机制电量及机制电价，建立“申报-审核-竞价-公示-考核”标准化流程，确保竞争公平、审核公正、结果公开。

第三条竞价组织主体与平台

增量新能源项目竞价工作由江西省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）牵头，授权委托国网江西省电力有限公司（以下简称“国网江西电力”），依托江西省新能源可持续发展机制电量竞价平台（以下简称“竞价平台”）组织开展。

第二章竞价模式

第四条并网认定方式

（一）全容量认定

并网容量，以项目核准（备案）容量为准。集中式新能源项目全容量并网时间，原则上以电力业务许可证明确的最晚并网时间为准；分布式新能源项目全容量并网时间，以电网企业营销系统中该项目最后一批次的并网送电时间为准。电网企业应严格按照项目核准（备案）文件，出具接入系统设计方案书面回复意见（答复单），并组织并网验收。

（二）分期（批）并网

项目核准（备案）审批部门同意新能源项目分期（批）并网的，除国家另有规定外，应按期（批）确定全容量并网时间、参加机制电价竞价。分期（批）并网的项目，应在核准（备案）文件中明确分期建设规模和建设内容，或分别办理核准（备案）文件。投产规模与核准（备案）文件中分期（批）建设内容一致的，视同为当期（批）项目按照核准（备案）文件全容量并网。对于具有多个机制电量、机制电价的同一个场站，若分期（批）分别参与市场交易，其每期（批）发电设备应具备独立计量、独立控制、独立预测等功能。

第五条竞价主体范围

（一）2025年6月1日及以后投产（即全容量并网）的集中式风电、光伏项目（以下简称“集中式新能源”），分散式风电、分布式光伏项目（以下简称“分布式新能源”），不含已明确电价的竞争性配置项目。

（二）竞价公告发布时未投产，但经项目建设单位自行评估，12个月内全容量并网的集中式、分布式新能源项目。

（三）分布式新能源项目聚合商（以下简称“聚合商”），其聚合的分布式项目最早投产时间和最晚投产时间间隔不得超过1年。

第六条资质要求

（一）已投产新能源项目

集中式新能源项目应提供已纳入江西省能源局（以下简称“省能源局”）年度实施（开发建设）方案的项目，电网企业出具的新能源项目接入系统设计方案报告书面回复意见，政府有权部门出具的核准文件/备案文件，营业执照，项目规模（总容量、机组数量、单机容量、机组类型、主要技术参数等），项目并网验收意见、项目并网通知书、项目发电业务许可证，与电网项目并网相关的其他必要信息。分布式新能源项目需提供备案文件、购售电合同，高压分布式新能源项目还需提供与电网企业签订的并网调度协议。

（二）未投产新能源项目

集中式新能源项目包括已列入省能源局批准的电力发展规划或专项规划项目，或已纳入省能源局年度实施（开发建设）方案的项目，项目名称及所在地，营业执照，项目规模（总容量、机组数量、单机容量、机组类型、主要技术参数等），项目建设里程碑计划，政府有权部门出具的核准/备案文件，项目支出情况，租赁协议、建设用地手续等。未投产分布式新能源项目需提供备案文件。

（三）聚合商

与电网企业签订聚合用户确认协议和委托代理协议；具备聚合分布式新能源资源、对聚合资源进行调节和控制的能力；具有固定经营场所，能够满足参加机制电量竞价的报量报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能的电力市场技术支持系统和客户服务平台等。

第七条竞价组织

考虑不同技术类型发电项目技术水平差异，初期区分风电、光伏两种类型分别组织开展竞价。鼓励分布式新能源项目直接或由聚合商聚合后统一参与竞价；未参与竞价的增量项目不纳入当次机制电量。

第八条时间安排

2025年首次竞价，暂定于2025年10月组织开展，首次竞价范围为2025年6月1日至2026年12月31日增量新能源项目。

后续年度竞价，在省内电力中长期年度交易组织前完成，原则上每年开展1次，确有必要的可以开展多次竞价。竞价范围为已投产和未来12个月内投产，且未纳入过机制执行范围的项目。

第三章竞价电量

第九条年度电量规模

每年新增纳入机制的电量规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。当年完成情况预计超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可在当年增量水平的基础上，适当减少。未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。

第十条设置申报充足率参数

设置申报充足率下限，引导新能源充分竞争。申报充足率=∑该类型竞价主体申报电量/该类型竞价电量总规模。

第十一条单个项目机制电量上限

增量项目单个项目申报的机制电量规模上限，由省发展改革委会同有关单位确定，并在竞价前予以公布。

单个项目的机制电量规模≤新能源项目装机容量×近三年全省同类项目平均利用小时数×（1-平均厂用电率）×上限比例

平均厂用电率=1-∑年度上网电量/∑年度发电量，厂用电率参考同类型新能源上年度平均厂用电率计算得出。单个项目若为“自发自用，余电上网”模式，竞价申报时根据厂用电率计算的机制电量上限，并相应剔除自发自用电量。

第十二条聚合商机制电量申报上限

聚合商应为代理的每个项目分别申报机制电量，其可申报机制电量上限为所代理每个项目的可申报机制电量上限之和。聚合商可参与不同年度、不同场次的竞价工作。同一场次中，同一分布式项目主体只可选择一家代理商作为其竞价代理机构。

第四章竞价机制

第十三条竞价上下限

2025年首次竞价设置风电、光伏两种类型分别组织开展竞价，后续批次竞价视市场情况，调整组织形式、竞价上限和下限价格。竞价申报价格单位为“元/千瓦时”，保留小数点后面3位，含增值税，不高于竞价上限，不低于竞价下限。

第十四条申报充足率检测

价格出清前应开展申报充足率检测，当竞价主体申报电量规模无法满足申报充足率下限要求时，竞价电量规模自动缩减，直至满足申报充足率要求。

第十五条价格出清机制

竞价采用边际出清方式确定出清价格，即将所有同类型竞价项目按其申报电价由低到高进行排序，取最后一个入选项目报价作为所有入选项目的机制电价。当只有一个项目按出清价格申报时，该项目纳入机制的电量按实际剩余机制电量出清（对应折算的机制电量比例四舍五入后取整数）。当两个及以上项目按出清价格申报时，上述项目纳入机制的电量按装机容量占比，分配剩余机制电量（对应折算的机制电量比例四舍五入后取整数）。

如边际机组入选电量小于其申报电量的20%（含），取消最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。

第十六条项目保函要求

对于拟参与竞价的已投产项目，原则上不需缴纳履约保函；对于拟参与竞价的未投产项目，需提交在省内银行营业网点开具的履约保函。

保函金额=项目核准（备案）装机容量×该类电源年度发电利用小时数×该类型电源竞价上限×8%（金额取整到千元），且不低于6000元，聚合商履约保函金额按照聚合代理项目核准装机总容量计算。

保函有效期到期时间，不得早于申报投产时间后的9个月。其中，按单个项目开具履约保函的，按申报投产次月1日开始计算；合并开具履约保函的，以保函担保的最晚1个项目申报投产次月1日开始计算。

竞价结束后，未入选项目可申请退还保函。入选项目全容量并网后可申请退还保函。聚合商所代理项目共用一份保函，其代理入选项目全部全容量并网后可申请退还保函。具备条件时，新能源项目可通过履约保证保险方式参与竞价。

第十七条执行期限

增量项目机制电价执行期限，根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定。起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间（入选项目公示结束当日）确定。增量新能源项目应该加强项目建设管理，确保项目按期投产。

第五章竞价流程

第十八条发布竞价通知

省发展改革委发布竞价通知，明确竞价电量规模、竞价项目类型、申报价格上下限、执行期限、竞价组织方与场所等相关事项。竞价通知发布后3个工作日内，国网江西电力发布竞价组织公告，明确竞价标的、竞价主体、需提供竞价资质材料、申报价格上下限、机制电价执行期限、竞价项目类型、竞价流程安排等具体事项。

第十九条提交竞价材料

拟参与竞价的相关项目，应在10个工作日内，通过竞价平台提交资质、履约保函、申报电量和电价等竞价相关资料。报名截止后5个工作日内，竞价工作小组汇总本竞价年度省内新能源项目建设及本次申报的项目信息，对提交资料的完整性、合规性进行审核，并将审核结果报省发展改革委。若审核中发现资料缺失的，新能源项目应在3个工作日内补齐，并申请再次审核。逾期未重新提交或提交仍未通过审核的，取消竞价资格。

第二十条公示审核结果

审核结束后，国网江西电力汇总符合竞价资质条件的项目名单，并在竞价平台公示新能源项目审核结果，公示期为3个工作日。

第二十一条组织竞价及公示

按竞价机制开展竞价。若竞价中同类项目报价一致性较高时（报价相同的项目占比超2/3，不含按竞价下限报价的项目），当次竞价结果作废，国网江西电力应将相关竞价资料移交省发展改革委和相关市场监管部门开展市场垄断调查，调查结束后对该批次不违规项目重新开展竞价。

竞价结束后，国网江西电力在竞价平台公示拟入选的项目，公示期为3个工作日。竞价申报主体对公示结果有异议的，须在公示期内以书面形式提出，并提供相关证明材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。

第二十二条公布竞价结果

公示期结束后，报请省发展改革委审定并公布竞价结果，国网江西电力在竞价平台同步公布。

第二十三条签订协议

竞价结果公布后，由国网江西电力与入选项目签订含差价结算条款的购售电合同，明确项目基本情况、纳入机制的电量规模、机制电价、执行期限等内容。竞价前已经完成购售电合同签订的，暂不重签合同，差价结算等相关事项按照政策规定执行。

第六章保障措施

第二十四条考核机制

参与竞价并纳入增量机制电量的新能源项目应严格按照申报时间投产。实际投产时间较项目申报时间延迟不超过6个月的，实际投产日期前覆盖电量自动失效，按延期天数每日扣除履约保函（保险）资金的1‰，扣除资金纳入系统运行费用向全体工商业用户分享；延迟时间超过6个月的，该项目当次竞价入选结果作废，扣除全额履约保函（保险）资金，并取消3年内该项目投资方（上溯至省级）新能源项目竞价资格。

因重大政策调整、自然灾害等不可抗力因素变化导致的延期，经省能源局审批通过后，省发展改革委可免于取消后续竞价资格以及扣除保函资金。

第二十五条并网监督

国网江西电力应做好并网服务，严格按照时间节点做好建设及并网调试工作，建立并网进度跟踪机制，按月公开项目进展，坚决避免因电网原因导致新能源项目不能按期投产。已入选未投产的项目，应通过竞价平台等渠道定期填报项目前期工作进展、建设进度情况。

第二十六条信用管理

竞价主体在材料申报、竞价过程中存在以下情况时，由国网江西电力上报省发展改革委、省能源局，纳入信用管理按照相关规定进行处理，且入选结果无效，两年内禁止竞价：

（一）处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序;

（二）处于行政主管部门相关文件确认的禁止竞价的范围和处罚期间内;

（三）近三年存在骗取中标或严重违约，经有关部门认定的因其服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故;

（四）被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。

第二十七条争议处理

因竞价工作实施过程中引起的争议问题，优先由国网江西电力与竞价主体协商解决，协商期原则不超过10个工作日，并签订和解协议书；协商未果的，可提请属地能源、价格、电力运行主管部门参与调解工作，建议建立“申诉-复核-公示”三级流程，调解过程不超过30个工作日（主管部门依职权调查取证所需时间不计入），达成一致后，由主管部门出具调解终止通知书，到期未达成一致的，视为调解不成；调解不成的争议问题，双方依据合同或协议约定的争议解决方式。未签订合同或协议情况下，争议方可通过司法途径解决争议。在争议解决期间，合同或协议的履行以争议解决条款约定为准，其他竞价主体的竞价工作事项仍需正常进行。通过聚合商代理参与竞价工作的，聚合商视为法定竞价主体，发生争议时由其代理的项目单位应首先与聚合商协商处置。

第二十八条保密与信息安全

各竞价主体应自觉维护公平公正的新能源项目竞价秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与新能源项目竞价工作，不得滥用市场支配地位操纵市场价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。竞价工作小组要严守保密规定，充分发挥市场自律和社会监督作用，履行好市场监控和风险防控责任，对违反竞价规则、串通报价等违规行为依规开展监测。

江西省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则（征求意见稿）

第一章总则

第一条工作目标

根据《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）、《江西省发展改革委关于印发〈新能源上网电价市场化改革实施方案〉的通知》（赣发改价管〔2025〕号）等文件要求，为建立机制电量差价结算机制，规范做好新能源机制电价差价结算工作，确保结算公平、公正、高效，制定本细则。

第二条适用范围

本细则适用于江西省内新能源项目的机制电量结算。

第二章合同签订

第三条签订要求

根据省发展改革委公布的存量新能源项目名单和增量新能源项目竞价结果，新能源项目主体应在规定时间内与电网企业签订含差价结算条款的购售电合同。

存量新能源项目，原购售电合同暂不重签，价格条款按照改革要求以及本方案有关规定执行，后续随变更等业务办理逐步重新签订。增量新能源项目，在项目办理并网服务时，及时与电网企业完成签订。

第四条签订方式

电网企业和新能源项目主体应共同做好合同签订工作，加快推进在线签、电子签，双方依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。

第五条合同变更

新能源主体发生名称变更、法人变更等情况，应与电网企业重新签订合同。每年11月底前，新能源项目可向电网企业申请变更次年执行的机制电量，变更合同。变更后的机制电量，不得超过原合同约定的机制电量。

第三章计量结算

第六条项目档案管理

电网企业应加强新能源项目档案管理，区分存量和增量项目，建立完善新能源项目档案。新能源项目因自愿退出、政策调整等因素造成机制电量、电价发生变更的，电网企业应在收到有关变更事项后，及时更新档案信息，相应调整差价结算方式。

第七条计量管理

电网企业应当根据新能源项目机制电量结算要求的最小结算单元，安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。多个新能源项目共用计量点且无法拆分，按照额定容量比例计算各新能源项目的上网电量。

第八条结算周期

新能源项目的计量周期和抄表时间应当保证最小结算周期的结算需要，保障计量数据准确、完整。其中，机制电量结算原则上以每个自然月为结算周期。

第九条电力市场交易均价

参与机制电量差价计算的电力市场交易均价，原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，由江西电力交易中心负责计算和发布，原则上应于次月5日前发布。

第十条机制电价

存量新能源项目机制电价，统一按江西省煤电基准价执行；增量新能源项目机制电价，通过竞价形成。

第十一条机制电量计算

新能源项目机制电量每月按固定比例（项目确定的机制电量比例）执行，其中：项目当年累计执行的机制电量达到年度机制电量规模，则当月超过部分及当年后续月份不得再执行机制电价；若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不跨年滚动。存量项目机制电量比例，集中式新能源上限为80%，分布式新能源上限为100%。光伏扶贫项目机制电量上限为100%。增量项目机制电量比例上限在竞价前予以公布。

新能源项目月度机制电量=项目月度实际上网电量×项目的机制电量比例

增量项目的机制电量比例=项目竞价确定的机制电量/项目预测的年度上网电量

第十二条差价电费计算

对机制电量电价执行期限内的新能源项目，电网企业每月按机制电价与电力市场交易均价的差额，对机制电量开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，由全省工商业用户分摊或分享。

新能源项目可持续发展价格结算机制差价结算电费=机制电量×（机制电价－电力市场交易均价）。

第十三条差价电费确认

原则上，新能源项目差价结算电费与当期电能量电费合并出具电费结算单，同步开展确认工作，超期未确认视为无异议。新能源项目在收到电费结算单后应尽快进行核对、确认，如有异议，应在收到后2个工作日内通知电网企业。

第十四条费用收付管理

新能源项目根据合同约定的支付方式、确认的电费结算单，在5个工作日内及时、足额向电网企业开具增值税专用发票，并送达至电网企业。若出现当月电费结算单应付金额为负时，新能源项目应在一个月内向电网企业支付相关费用。

第十五条电费账单

电网企业应优化新能源电费结算账单，增加“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”结算科目，实现差价电费单独归集、单独反映。

第四章保障机制

第十六条建立滚动清算机制

电网企业应按月预测、滚动清算新能源机制电量差价结算电费，根据机制电量、机制电价、差价结算电费、工商业用户电量规模等测算和清算差价结算电费，纳入系统运行费用疏导。

第十七条争议处理

电费结算过程中出现的争议，由地方价格主管部门协调解决，协商未果的可提请省发展改革委调解。

第十八条数据管理

电网企业应建立完善的数据采集和管理系统，确保数据安全、准确。新能源发电企业应保存发电数据及相关资料，以备核查。

第十九条监督管理

各级价格主管部门要积极会同当地市场监管等相关部门，加强对本地区新能源项目机制电量差价结算工作的日常监督。政策实施过程过中遇有问题及时报告有关情况，协商研究处理方式。

第五章附则

第二十条本细则由省发展改革委负责解释。

2025年9月8日

江西省发展和改革委员会

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