2025年9月3日，浙江省发展和改革委员会发布了《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》，旨在推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立可持续发展价格结算机制。以下是该方案的主要内容：推动新能源全面进入电力市场 现货市场：所有新能源电量全入市。统调项目“报量报价”参与，其他项目按同类月度均价结算，绿电交易项目按专属规则执行。 中长期市场：以绿电交易为主要形式，价格分电能量与绿证两部分；适时推广多年期交易，鼓励分布式新能源通过聚合商参与。 辅助服务市场：丰富交易品种，建立备用市场，允许可调新能源参与；现货正式运行后，新能源不再承担调频、备用等辅助服务费用。建立新能源可持续发展价格结算机制 存量项目规则：机制电价统一为0.4153元/千瓦时，竞争性配置项目按原价格执行。机制电量按“实际上网电量×自主确定的比例”计算，首年统调项目比例≤90%、其他≤100%，且每年比例不高于上年；更新新增装机不参与机制电价。执行期限方面，有补贴项目参照补贴期，无补贴项目取“全容量投产后20年”与“达全生命周期利用小时数期限”的较早者。 增量项目规则：机制电价通过全省集中分类竞价确定，同年度竞价上下限一致；深远海风电可通过成本调查联动等市场化方式定价，非统调项目全容量投产后参与竞价。每年新增机制电量总规模参考上年可再生能源消纳责任权重完成情况制定。执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，原则上为8-12年。 结算与退出：月度差价=机制电量×(机制电价-同类项目现货月度均价)，电量上限分存量（装机×标杆利用小时数）、增量（中标年度电量）两类；差价由工商业用户按电量分摊/分享。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出，也可自愿申请调减次年机制电量，退出或到期后不再纳入机制。做好改革政策衔接：机制内电量不重复差价结算和获绿证收益；集中式/分布式新能源绿电交易限值有明确计算方式，机制电量达上限后可全量参与绿电交易。电网企业可市场化采购新能源电量，储能不做新建项目核准、并网等前置条件。
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