9月3日，浙江發(fā)改委發(fā)布關(guān)于公開征求《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》及配套實施細則意見的通知。

存量項目

機制電價，與現(xiàn)行價格政策有序銜接，明確為0.4153元/千瓦時；通過競爭性配置形成上網(wǎng)電價的，按照現(xiàn)行價格執(zhí)行。

機制電量，根據(jù)機制電量比例乘實際上網(wǎng)電量確定。項目每年可自主確定次年機制電量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量項目首次確定機制電量比例時，統(tǒng)調(diào)新能源項目（除已開展競爭性配置的新能源項目）不得高于90%，其他新能源項目不得高于100%；參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例上限根據(jù)綠電交易結(jié)算電量占其總上網(wǎng)電量比例計算，并設置比例上限最小值。鼓勵新能源項目通過設備更新、改造升級等方式提升競爭力、參與市場競爭；項目全容量投產(chǎn)后，按規(guī)定進行更新的，更新前裝機規(guī)模參照原項目政策實施，新增裝機所產(chǎn)生電量，不參與機制電價。
執(zhí)行期限，享有國家可再生能源補貼（以下簡稱“新能源補貼”）的新能源項目，參照新能源補貼期限執(zhí)行；無新能源補貼的，執(zhí)行期限按照全容量投產(chǎn)之日起滿20年與發(fā)電量達到全生命周期合理利用小時數(shù)對應電量折算期限較早者確定，執(zhí)行期限屆滿后，次月不再執(zhí)行機制電價。

增量項目

機制電價，通過全省集中性競價確定，實行分類組織競價。分類組織競價時，同一年度競價采用相同的競價上限、下限。參與深遠海（國管海域）風電競價主體較為集中的，不單獨組織競價。除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與競價。

競價范圍：為有序銜接現(xiàn)行政策保障平穩(wěn)過渡，2025年第一次競價申報價格上限不高于0.393元/千瓦時（90%×2025年1-5月中長期交易均價+10%×2025年1-5月新能源現(xiàn)貨實時市場均價）；申報價格下限由能源主管部門考慮最先進電站造價水平折算度電成本（僅包含固定成本）確定。

機制電量：增量項目的機制電量比例=年度機制電量/（批準或備案裝機容量×同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿），每月執(zhí)行相同比例。項目分集中式光伏、分布式光伏、陸上風電、省管海域風電、國管海域風電五類。

每年新增機制電量總規(guī)模，參考上年可再生能源消納責任權(quán)重完成情況制定；組織首次競價時，總規(guī)模與當前新能源非市場化電量比例銜接，并按照實際執(zhí)行政策的月份進行折算。

執(zhí)行期限：執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，原則上為8～12年。已投產(chǎn)的項目執(zhí)行起始時間為中標時間（競價結(jié)果公布當日）次月1日。未投產(chǎn)項目執(zhí)行起始時間為項目申報的投產(chǎn)時間次月1日。

退出規(guī)則

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，也可自愿申請調(diào)減次年機制電量。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；自愿申請調(diào)減的，調(diào)減后不得增加。

政策銜接

電力市場銜接：對納入機制的電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。集中式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量 × 同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿 ×（1-機制電量比例）。分布式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量×同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿 ×（1-機制電量比例）× 0.5。

綠證銜接：納入機制的電量不重復獲得綠證收益，綠電交易電量的綠證收益，采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結(jié)算。

附件浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）

 為全面貫徹落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）有關(guān)要求，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，保持存量項目政策有序銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，促進我省能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，制定本方案。

一、推動新能源全面進入電力市場

（一）新能源全面參與現(xiàn)貨市場。新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量全部進入電力市場。其中統(tǒng)調(diào)新能源項目按照相關(guān)市場規(guī)則，以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。其他新能源項目作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，按照現(xiàn)貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）月度平均價格結(jié)算；具備條件的可以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場。參與綠電交易的新能源項目，現(xiàn)貨市場結(jié)算價格按照相關(guān)市場規(guī)則執(zhí)行。

（二）新能源有序參與中長期市場。新能源項目通過綠電交易形式參與中長期交易。新能源參與綠電交易的申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。適時推廣多年期綠電交易機制，鼓勵分布式新能源通過聚合商參與綠電交易。

（三）健全電力輔助服務市場。持續(xù)豐富輔助服務市場交易品種，適時建立備用輔助服務市場，允許具有調(diào)節(jié)能力的新能源參與輔助服務市場。現(xiàn)貨市場正式運行期間，新能源項目不再承擔調(diào)頻、備用等輔助服務市場費用。

二、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制

（四）新能源存量項目機制電價標準。1.機制電價，與現(xiàn)行價格政策有序銜接，明確為0.4153元/千瓦時；通過競爭性配置形成上網(wǎng)電價的，按照現(xiàn)行價格執(zhí)行。2.機制電量，根據(jù)機制電量比例乘實際上網(wǎng)電量確定。項目每年可自主確定次年機制電量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量項目首次確定機制電量比例時，統(tǒng)調(diào)新能源項目（除已開展競爭性配置的新能源項目）不得高于90%，其他新能源項目不得高于100%；參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例上限根據(jù)綠電交易結(jié)算電量占其總上網(wǎng)電量比例計算，并設置比例上限最小值。鼓勵新能源項目通過設備更新、改造升級等方式提升競爭力、參與市場競爭；項目全容量投產(chǎn)后，按規(guī)定進行更新的，更新前裝機規(guī)模參照原項目政策實施，新增裝機所產(chǎn)生電量，不參與機制電價。3.執(zhí)行期限，享有國家可再生能源補貼（以下簡稱“新能源補貼”）的新能源項目，參照新能源補貼期限執(zhí)行；無新能源補貼的，執(zhí)行期限按照全容量投產(chǎn)之日起滿20年與發(fā)電量達到全生命周期合理利用小時數(shù)對應電量折算期限較早者確定，執(zhí)行期限屆滿后，次月不再執(zhí)行機制電價。

（五）新能源增量項目機制電價競價原則。1.機制電價、機制電量，通過全省集中性競價確定，實行分類組織競價。分類組織競價時，同一年度競價采用相同的競價上限、下限。參與深遠海（國管海域）風電競價主體較為集中的，不單獨組織競價，可由“根據(jù)項目成本調(diào)查結(jié)果，與其他類型競價結(jié)果聯(lián)動”等市場化方式形成機制電價。除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與競價。2.每年新增機制電量總規(guī)模，參考上年可再生能源消納責任權(quán)重完成情況制定；組織首次競價時，總規(guī)模與當前新能源非市場化電量比例銜接，并按照實際執(zhí)行政策的月份進行折算。3.執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定；起始時間按項目申報的全容量投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。中標后未按期全容量投產(chǎn)的，按照相關(guān)細則條款予以考核。

（六）新能源機制電價差價電費結(jié)算規(guī)則。1.計算原則，月度機制電價差價電費=月度機制電量 ×（機制電價-月度市場交易均價）；其中，月度市場交易均價按照現(xiàn)貨實時市場同類項目（分風電、光伏兩類）月度加權(quán)均價確定。月度機制電量=當月實際上網(wǎng)電量×機制電量比例；其中，新能源增量項目當年的機制電量比例根據(jù)中標的年度機制電量、批準（備案）裝機容量、同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿折算，年發(fā)電利用小時數(shù)標桿由政府主管部門定期發(fā)布更新。2.電量上限，新能源存量項目年度累計結(jié)算的機制電量上限=項目裝機容量（實際裝機容量、批準或備案裝機容量取小值）×同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿；新能源增量項目年度累計結(jié)算的機制電量上限為競價中標的年度機制電量。3.偏差管理，若新能源項目當年已結(jié)算機制電量達到上限，則當月超過部分及后續(xù)月份電量均不再執(zhí)行機制電價；若新能源增量項目年底仍未達到競價中標的年度機制電量，缺額部分不進行跨年滾動。4.疏導方式，差價電費由全體工商業(yè)用戶按結(jié)算電量占比分攤或分享，納入系統(tǒng)運行費用。

（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制退出規(guī)則。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，也可自愿申請調(diào)減次年機制電量。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；自愿申請調(diào)減的，調(diào)減后不得增加。新能源項目填報退出、調(diào)減申請通過后，新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制協(xié)議相關(guān)條款（以下簡稱“機制電價結(jié)算條款”）自動調(diào)整并生效。

三、做好改革政策銜接

（八）做好與電力市場建設銜接。對納入機制的電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。集中式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量×同項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿 ×（1-機制電量比例）。分布式新能源中長期（綠電）交易限值=批準（備案）裝機容量×同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×（1-機制電量比例）× 0.5。計算月度交易限額時，可按照年發(fā)電利用小時數(shù)標桿/12確定（四舍五入取整）；新能源項目當年已結(jié)算機制電量達到上限后，后續(xù)月可全量參與綠電交易。

（九）做好與新能源綠證銜接。納入機制的電量不重復獲得綠證收益，綠電交易電量的綠證收益，采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結(jié)算，機制電量對應綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶，處理方式另行明確。

（十）做好與電網(wǎng)企業(yè)代理購電銜接。電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源，市場化采購電量價格按照市場交易價格確定。

（十一）做好與現(xiàn)行新能源政策銜接。配置儲能不作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。已開展競爭性配置的海上風電項目，作為存量項目納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，機制電價為其競爭性配置價格。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。

四、協(xié)同推進政策落地

（十二）加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。省發(fā)展改革委（能源局）會同浙江能源監(jiān)管辦、省電力公司、浙江電力交易中心、省發(fā)展規(guī)劃研究院成立工作組，充分聽取有關(guān)方面意見，制定具體實施細則，周密組織落實，主動協(xié)調(diào)解決實施過程中遇到的問題；加強政策宣傳解讀，及時回應社會關(guān)切，凝聚改革共識。省電力公司做好新能源可持續(xù)發(fā)展價格機制相關(guān)的競價系統(tǒng)搭建、競價組織實施、合同簽訂、保函管理、電費結(jié)算、信息披露、技術(shù)支持系統(tǒng)升級改造等相關(guān)工作。

（十三）細化組織實施。省發(fā)展改革委（能源局）、省電力公司通過公告方式告知存量項目相關(guān)政策，新能源存量項目主體應在公告規(guī)定的期限內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)重簽購售電合同（含“機制電價結(jié)算條款”）；其中統(tǒng)調(diào)新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，視為主動放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍；其他新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，機制電價結(jié)算條款按政府公告的統(tǒng)一標準執(zhí)行。省發(fā)展改革委（能源局）委托省電力公司在每年中長期（年度）交易之前，組織開展次年新能源增量項目機制電價競價。新能源增量項目在辦理并網(wǎng)投產(chǎn)流程時應完成購售電合同（含“機制電價結(jié)算條款”）簽訂，機制電價結(jié)算條款按照政府公布的競價結(jié)果確定。購售電合同對機制電價結(jié)算條款另有約定的，從其約定。

（十四）做好跟蹤評估。省發(fā)展改革委（能源局）定期跟蹤監(jiān)測新能源交易價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，當交易價格出現(xiàn)異常波動時，及時開展復盤分析，并根據(jù)情況進行適應性調(diào)整，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。定期評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，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。

本方案未明確事項按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和其他相關(guān)政策執(zhí)行。我省新能源電價、補貼等有關(guān)政策規(guī)定與本方案不一致的，以本方案為準。

浙江省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制實施細則

（征求意見稿）

第一章 總則

第一條 根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》規(guī)定，制定本細則。

第二條 本細則適用于浙江省行政區(qū)域內(nèi)的新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）參與電力市場交易結(jié)算后，在市場外進行的新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算（以下簡稱“機制電價差價結(jié)算”）。進行機制電價差價結(jié)算的新能源項目，應在規(guī)定期限內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)簽訂新能源可持續(xù)發(fā)展價格機制結(jié)算協(xié)議（以下簡稱“機制電價協(xié)議”，可納入購售電合同），明確新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制電價、新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制電量、機制電價執(zhí)行期限等事項。

第三條 本細則中的新能源存量項目，是指2025年6月1日前全容量投產(chǎn)的新能源項目；新能源增量項目，是指2025年6月1日（含）起全容量投產(chǎn)的新能源項目。全容量投產(chǎn)時間認定方式按照《浙江省新能源增量項目機制電價競價實施細則》有關(guān)條款執(zhí)行。

第四條 省發(fā)展改革委（能源局）會同省電力公司負責本細則的實施工作。

第二章 確定機制電價

第五條 新能源存量項目的機制電價，明確為0.4153元/千瓦時。已開展競爭性配置的新能源項目，作為存量項目納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制；通過競爭性配置形成上網(wǎng)電價的，按照現(xiàn)行價格執(zhí)行。

第六條 新能源增量項目的機制電價，由省發(fā)展改革委（能源局）每年組織競價形成。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限；設置競價下限的，機制電價不低于競價下限。

第三章 確定機制電量

第七條 新能源存量項目月度機制電量，等于當月實際上網(wǎng)電量乘以機制電量比例。存量項目每年可自主申報確定次年機制電量比例一次，但不得高于上一年；未申報調(diào)整次年比例的，次年執(zhí)行最近一次確定的比例。存量項目首次確定機制電量比例時，統(tǒng)調(diào)新能源項目（除已開展競爭性配置的新能源項目）機制電量比例上限為90%，其他新能源項目機制電量比例上限為100%；參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例上限為“1-Min（該項目2025年1月至5月累計綠電結(jié)算電量占其2025年1月至5月累計總上網(wǎng)電量比例，2025年1月至5月全省統(tǒng)調(diào)新能源綠電交易結(jié)算電量占2025年1月至5月全省參與綠電交易統(tǒng)調(diào)新能源的上網(wǎng)電量比例）”。自主申報高于比例上限的，按照比例上限執(zhí)行。

第八條 新能源存量項目首次確定機制電量比例時，統(tǒng)調(diào)新能源項目未在規(guī)定時限內(nèi)申報機制電量比例并簽訂機制電價協(xié)議的，視為主動放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍；其他存量項目未在規(guī)定期限內(nèi)申請調(diào)整并簽訂機制電價協(xié)議的，按照政府公告的統(tǒng)一標準執(zhí)行。未在規(guī)定期限內(nèi)簽訂機制電價協(xié)議的新能源項目，原購售電合同保持有效，其中價格條款按照最新電價政策執(zhí)行。

第九條 新能源增量項目的年度機制電量，由省發(fā)展改革委（能源局）每年組織競價確定。增量項目入選機制電價（入選項目公示結(jié)束，下同）后，未在規(guī)定時限內(nèi)簽訂機制電價協(xié)議的，視為主動放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍。

第十條 新能源增量項目的月度機制電量，等于當月實際上網(wǎng)電量乘以機制電量比例。

機制電量比例計算公式如下：

增量項目的機制電量比例=年度機制電量/（批準或備案裝機容量×同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿），每月執(zhí)行相同比例。項目分集中式光伏、分布式光伏、陸上風電、省管海域風電、國管海域風電五類。

第十一條 新能源存量項目年累計結(jié)算機制電量上限等于項目裝機容量（實際裝機容量、批準或備案裝機容量取小值）、同類項目（分集中式光伏、分布式光伏、陸上風電、省管海域風電、國管海域風電）年發(fā)電利用小時數(shù)標桿的乘積。新能源增量項目年累計結(jié)算機制電量上限為中標的年度機制電量。若當年已結(jié)算機制電量達到上限，則當月超過部分及后續(xù)月份電量均不再執(zhí)行機制電價。若新能源增量項目年底仍未達到中標的年度機制電量，缺額部分不進行跨年滾動。

第十二條 機制電價執(zhí)行期限內(nèi)，新能源項目可自愿分檔調(diào)減機制電量覆蓋范圍，每次可調(diào)整一檔或多檔；存量項目調(diào)減機制電量比例時，以10%為一檔；增量項目調(diào)減機制電量時，以初始機制電量的10%為一檔，退出后的機制電量不再納入后續(xù)機制電量執(zhí)行范圍。

第十三條 申請減少機制電量覆蓋范圍的新能源發(fā)電項目，可在每年11月底前，向電網(wǎng)企業(yè)提出次年退坡申請，電網(wǎng)企業(yè)應在10個工作日內(nèi)完成調(diào)整，自次年1月1日起按照調(diào)整后的機制電量執(zhí)行。

第四章 確定機制電價執(zhí)行期限

第十四條 享有國家可再生能源發(fā)電補貼（以下簡稱“新能源補貼”）的新能源存量項目，機制電價執(zhí)行期限參照新能源補貼期限執(zhí)行；無新能源補貼的存量項目，機制電價執(zhí)行期限按照全容量投產(chǎn)之日起滿20年與發(fā)電量達到全生命周期合理利用小時數(shù)對應電量折算期限（參考入選機制電價年份同類新能源項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿計算，全生命周期取20年）較早者確定。執(zhí)行期限屆滿后，次月不再執(zhí)行機制電價。

第十五條 新能源增量項目執(zhí)行期限，按照入選機制電價年份的增量項目機制電價競價工作相關(guān)通知確定，到期后自動退出。入選機制電價時已全容量投產(chǎn)的增量項目，機制電價執(zhí)行期限自入選機制電價次月起算。入選機制電價時未全容量投產(chǎn)的項目，機制電價執(zhí)行期限自項目申報的全容量投產(chǎn)時間次月起算；實際全容量投產(chǎn)時間晚于申報時間180日以上的，視為自愿放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍。

第十六條 機制電價執(zhí)行到期，或者新能源項目在執(zhí)行期限內(nèi)自愿退出的，次月起不再納入機制電價執(zhí)行范圍。

第五章結(jié) 算機制差價電費

第十七條 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)按月開展機制電價差價結(jié)算。

新能源機制電價差價結(jié)算電費（以下簡稱“機制差價電費”）計算公式如下：

月度機制差價電費=月度機制電量×（機制電價-月度市場交易均價）

第十八條 月度市場交易均價根據(jù)交易機構(gòu)提供的浙江電力現(xiàn)貨實時市場發(fā)電側(cè)同類項目加權(quán)均價確定。市場交易均價分為風電、光伏兩類。月度市場交易均價只考慮以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場的新能源項目。

第十九條 新能源存量項目機制差價電費自本細則執(zhí)行當月開始結(jié)算。入選機制電價時已全容量投產(chǎn)的增量項目，自入選機制電價后次月開始結(jié)算；入選機制電價時未全容量投產(chǎn)的增量項目，自按照本細則第三條確認全容量投產(chǎn)次月和申報全容量投產(chǎn)次月較晚者開始結(jié)算。確認全容量投產(chǎn)月份晚于實際投產(chǎn)月份的，按月進行追補；協(xié)議約定不進行追補的，從其約定。

第二十條 機制差價電費按照電能量電費結(jié)算要求進行管理。電網(wǎng)企業(yè)應在電費賬單中列明差價結(jié)算科目、機制電量、機制電價、月度市場交易均價、結(jié)算金額等內(nèi)容。

第二十一條 機制電量已受到政策性保障，不再開展其他形式的差價結(jié)算。

第二十二條 機制差價電費按照電網(wǎng)企業(yè)記錄的結(jié)算戶號、實際上網(wǎng)電量結(jié)算到戶。由于歷史發(fā)用電計量故障等原因需要進行電費退補調(diào)整的，由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)與新能源項目確認的差錯電量以及差錯當月的月度市場交易均價進行機制電價差價費用退補。

第二十三條 機制差價電費納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶按月分享或分攤。系統(tǒng)運行費用新增“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目。

第六章 附則

第二十四條  機制電量不重復獲得綠證收益，機制電量對應綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶。綠電交易電量的綠證收益，按照“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小”結(jié)算。

第二十五條  新能源項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿由省發(fā)展改革委（能源局）定期發(fā)布更新。

第二十六條  機制電量比例（百分比）四舍五入保留兩位小數(shù)，機制電量（千瓦時）四舍五入取整數(shù)。

浙江省新能源發(fā)電成本測算細則

（征求意見稿）

第一章 總則

第一條為加快落實《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）有關(guān)要求，建立科學、合理的新能源發(fā)電成本測算機制，推動完善新能源發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革，特制定本細則。

第二條本細則適用于浙江省行政區(qū)域內(nèi)的新能源項目（風電、光伏發(fā)電，下同）的發(fā)電成本測算。

第三條新能源發(fā)電成本測算遵循科學合理、公平公正的原則，綜合考慮新能源發(fā)電類型、發(fā)電容量、地理（海域）位置等因素進行測算。同類機組采用同一標準，投產(chǎn)不滿一年的機組參照同類型機組的測算標準執(zhí)行。

第四條省發(fā)展改革委（能源局）會同省電力公司負責本細則的實施工作。

 第二章 成本測算

第五條新能源發(fā)電成本以經(jīng)營周期平準化度電成本進行測算。

第六條光伏發(fā)電項目經(jīng)營周期原則上按20年考慮，陸上風電按20年考慮，海上風電按25年考慮。

第七條新能源發(fā)電成本主要包括折舊費、運行維護費和財務費用。

第八條折舊費，是指對新能源發(fā)電項目的資產(chǎn)按照規(guī)定的折舊方法和折舊年限計提的費用。其中固定資產(chǎn)折舊費采用直線法計算，凈殘值率按5%考慮。

第九條運行維護費，是指新能源發(fā)電項目正常運行所發(fā)生的費用。包括材料費、修理費、海域（土地）使用費、保險費用、人工成本和其他費用等。

（一）材料費，是指新能源發(fā)電項目所耗用的消耗性材料、事故備品等，包括自行組織日常檢修發(fā)生的材料消耗、委托外部社會單位檢修需要自行購買的材料費用。

（二）修理費，是指新能源發(fā)電項目為了維護和保持發(fā)電設施正常工作狀態(tài)所進行的外包修理活動發(fā)生的檢修費用，不包括自行組織檢修發(fā)生的材料消耗和人工費用。

（三）海域（土地）使用費，是指新能源發(fā)電項目為獲取土地或海域使用權(quán)，定期支付的各項費用，包括土地租賃費、土地征用補償費、海域使用金、海域租賃費等。

（四）保險費用，是指新能源發(fā)電項目為轉(zhuǎn)移生產(chǎn)經(jīng)營過程中可能面臨的財產(chǎn)損失、責任風險或人員意外等所購買的各類商業(yè)保險費用，包括發(fā)電設備財產(chǎn)保險、第三者責任險、自然災害險等。

（五）人工費用。指從事新能源發(fā)電項目日常運行的職工薪酬支出，包括工資總額（含津補貼）、職工福利費、職工教育經(jīng)費、工會經(jīng)費、社會保險費用、住房公積金和臨時用工支出等。

（六）其他費用，是指新能源發(fā)電項目正常運營發(fā)生的除上述費用以外的費用。

第十條財務費用，是指新能源發(fā)電項目為籌集建設營運資金而發(fā)生的費用。其中長期還貸資金不超過固定資產(chǎn)投資的80%，利率不高于同期人民幣貸款市場報價利率。

第十一條新能源發(fā)電項目具體成本測算參數(shù)對標行業(yè)先進水平，結(jié)合我省新能源發(fā)電項目實際情況確定。

第十二條新能源發(fā)電項目上網(wǎng)電量根據(jù)浙江省能源局發(fā)布的各類新能源發(fā)電項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿測算。

第十三條度電成本測算，度電成本=全壽命周期成本費用/全壽命周期上網(wǎng)電量。其中，全壽命周期成本費用=∑（年折舊額+年運維成本+年財務費用）/（1+折現(xiàn)率）。

第三章 工作機制

第十四條省發(fā)展改革委（能源局）負責總體協(xié)調(diào)與政策指導，制定成本測算方案，對實施情況進行督導。首次測算參考新能源發(fā)電項目的工程概算和可研報告，結(jié)合我省新能源發(fā)電項目實際情況核定；當增量新能源發(fā)電項目競價觸發(fā)下限時，需啟動新一輪成本測算工作。

第十五條新能源發(fā)電企業(yè)應按要求做好成本測算配合工作，按時提交相關(guān)數(shù)據(jù)和佐證資料。新增新能源發(fā)電項目需及時按照規(guī)定格式提供投產(chǎn)當年的項目概算、可研報告、竣工結(jié)算報告及其他輔助證明材料。發(fā)電企業(yè)法定代表人需簽署《數(shù)據(jù)真實性承諾書》，對提報數(shù)據(jù)的完整性、準確性負責。

第十六條各地市發(fā)展改革部門配合落實屬地發(fā)電企業(yè)數(shù)據(jù)提報責任，重點核查數(shù)據(jù)完整性、格式合規(guī)性及異常波動，并協(xié)助開展現(xiàn)場核實與問題整改。

第十七條省發(fā)展改革委（能源局）會同電網(wǎng)企業(yè)完成全省數(shù)據(jù)合理性復審，結(jié)合歷史數(shù)據(jù)、行業(yè)基準值及市場動態(tài)進行交叉驗證，對存疑數(shù)據(jù)要求發(fā)電企業(yè)補充說明或重新提報。對于虛報、瞞報數(shù)據(jù)的企業(yè)，其數(shù)據(jù)不再納入成本測算系統(tǒng)。

第十八條電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)審核通過的數(shù)據(jù)，完成各類型新能源發(fā)電成本模型更新，形成《浙江省新能源發(fā)電成本測算報告》報省發(fā)展改革委（能源局）。

第四章 附則

第十九條其他發(fā)電項目成本測算可參照本細則實施。

浙江省新能源增量項目機制電價競價

實施細則

（征求意見稿）

第一章 總  則

第一條  為加快能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，以穩(wěn)規(guī)模、促發(fā)展為前提，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，保障新能源高質(zhì)量發(fā)展。根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》等有關(guān)文件精神，制定本實施細則。

第二條 本細則所指新能源增量項目，是指2025年6月1日（含）起全容量投產(chǎn)的風電、光伏發(fā)電項目。

頒發(fā)電力業(yè)務許可證的項目，全容量投產(chǎn)時間以電力業(yè)務許可證標明的機組投產(chǎn)日期為準，按照《國家能源局關(guān)于進一步規(guī)范可再生能源發(fā)電項目電力業(yè)務許可管理的通知》要求，“登記多臺機組的，投產(chǎn)日期為多臺機組中最后一臺機組并網(wǎng)的日期”作為全容量并網(wǎng)時間。

無需頒發(fā)電力業(yè)務許可證的項目，全容量投產(chǎn)時間以電網(wǎng)企業(yè)記錄的首次并網(wǎng)時間為準。

第三條 競價工作由省級能源主管部門會同價格主管部門授權(quán)并委托電網(wǎng)企業(yè)作為競價組織機構(gòu)開展。

第二章 競價主體

第四條 競價主體確定。競價主體為已全容量投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)，且未納入過機制執(zhí)行范圍的新能源項目。

除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與機制電價競價。

統(tǒng)調(diào)新能源項目是指接網(wǎng)電壓等級在110kV及以上，且交流側(cè)裝機40兆瓦（4萬千瓦）及以上的新能源項目。

2025年第1次競價主體為2025年6月1日（含）至2025年12月31日（含）全容量投產(chǎn)的統(tǒng)調(diào)新能源項目。

第五條  分布式聚合體。分布式新能源項目（不含自然人戶用分布式光伏）可由聚合體聚合后統(tǒng)一參與競價。聚合體聚合的分布式項目最早投產(chǎn)時間和最晚投產(chǎn)時間間隔不得超過1年。

第六條 競價主體項目業(yè)主資質(zhì)條件認定。競價主體項目業(yè)主應為具有獨立承擔民事責任能力和獨立簽訂合同權(quán)利的法人、非法人組織或自然人（僅針對戶用分布式光伏項目）。

（1）已投產(chǎn)項目：集中式新能源項目應提供省級能源主管部門出具的納規(guī)（納入建設計劃）文件，核準/備案文件，項目名稱、發(fā)電戶號，營業(yè)執(zhí)照，項目發(fā)電業(yè)務許可證，項目并網(wǎng)驗收（檢驗）意見單。

分布式新能源項目需確認項目名稱、發(fā)電戶號、核準/備案容量、電源類型、接網(wǎng)電壓等級等信息。分布式新能源項目（不含自然人戶用光伏項目）可委托分布式聚合體參與競價。

（2）未投產(chǎn)項目：統(tǒng)調(diào)新能源項目應提供省級能源主管部門納規(guī)（納入建設計劃）文件，接入系統(tǒng)設計書面回復意見，核準文件/備案文件，營業(yè)執(zhí)照，全容量并網(wǎng)時間承諾書，履約保函等。

（3）分布式聚合體：以單個分布式新能源項目為依托，具備組織聯(lián)合多個分布式新能源項目開展競價的能力。聚合體應與所聚合的分布式新能源項目逐個簽訂委托競價協(xié)議并明確中標機制電量的分配方式。

第七條 競價主體項目業(yè)主需同時滿足以下條件：

沒有處于被行政主管部門責令停產(chǎn)、停業(yè)或進入破產(chǎn)程序；沒有處于行政主管部門相關(guān)文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內(nèi)；近三年沒有騙取中標或嚴重違約，沒有經(jīng)有關(guān)部門認定的因其服務引起的重大及以上質(zhì)量事故或重大及以上安全事故；未被市場監(jiān)督管理部門在國家企業(yè)信用信息公示系統(tǒng)中列入經(jīng)營異常名錄或者嚴重違法企業(yè)名單；未被最高人民法院在“信用中國”網(wǎng)站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執(zhí)行人名單。

如有隱瞞將被強制退出競價，中標結(jié)果無效，對應機制電量作廢。競標主體在浙最高層級控股單位三年內(nèi)所有項目禁止參加競價。

第三章 機制電量規(guī)模和執(zhí)行期限

第八條  機制電量總規(guī)模確定。

2025年全省新能源增量項目納入機制的上網(wǎng)電量占新能源增量項目總上網(wǎng)電量的比例，與《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》實施前新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動。

2026年及以后，全省新能源增量項目納入機制的上網(wǎng)電量規(guī)模根據(jù)年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重的預計完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。

機制電量規(guī)模=∑[同類競價項目裝機容量×同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×比例系數(shù)]。

當年已完成非水可再生能源電力消納責任權(quán)重，次年比例系數(shù)可適當減少；當年未完成非水可再生能源電力消納責任權(quán)重，次年比例系數(shù)可適當增加。年發(fā)電利用小時數(shù)標桿、比例系數(shù)等參數(shù)由能源主管部門在競價通知中明確。

第九條  分類型機制電量規(guī)模確定。項目類型分為集中式光伏、分布式光伏、陸上風電、省管海域風電、國管海域風電五類，分類型機制電量規(guī)模根據(jù)不同類型競價主體裝機容量、年發(fā)電利用小時數(shù)標桿、比例系數(shù)等參數(shù)確定，由能源主管部門在競價通知中明確。

第十條 設置機制電量競價充足率。為引導新能源充分競爭，鼓勵開發(fā)成本低的新能源項目優(yōu)先開發(fā)，設置競價充足率。在價格出清前分類型開展競價充足率檢測，競價主體有效申報電量規(guī)模無法滿足競價充足率要求時，機制電量規(guī)模自動縮減，直至滿足競價充足率要求。競價充足率由能源主管部門在競價通知中明確。

競價充足率=∑該類型競價主體有效申報機制電量/該類型機制電量規(guī)模。

第十一條 單個項目申報機制電量上限。

單個項目申報電量上限=裝機容量×同類型年發(fā)電利用小時數(shù)標桿×90%。

第十二條 執(zhí)行期限。執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，原則上為8～12年。已投產(chǎn)的項目執(zhí)行起始時間為中標時間（競價結(jié)果公布當日）次月1日。未投產(chǎn)項目執(zhí)行起始時間為項目申報的投產(chǎn)時間次月1日。

第四章 機制電量價格限值與競價方式

第十三條 申報價格限值。申報價格上限由能源主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。為有序銜接現(xiàn)行政策保障平穩(wěn)過渡，2025年第一次競價申報價格上限不高于0.393元/千瓦時（90%×2025年1-5月中長期交易均價+10%×2025年1-5月新能源現(xiàn)貨實時市場均價）；申報價格下限由能源主管部門考慮最先進電站造價水平折算度電成本（僅包含固定成本）確定。

第十四條 機制電價出清規(guī)則。將競價項目按其申報電價進行由低到高排序，采用邊際出清方式確定出清價格，取最后一個入選項目報價作為所有入選項目的機制電價。如多個項目按出清價格申報，則按申報電量占比分配剩余機制電量。機制電價出清分類型組織。

第十五條 自然人戶用分布式光伏競價方式。增量的自然人戶用分布式光伏項目簽訂購售電合同時，需同步選擇自主參與機制電價競價或按競價下限參與機制電價競價。按競價下限參與機制電價競價的，申報機制電量根據(jù)項目裝機容量、同類項目年發(fā)電利用小時數(shù)標桿以及全省統(tǒng)一比例確定；中標后，購售電合同中涉及的新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制條款按照中標結(jié)果執(zhí)行。未選擇參與方式的不結(jié)算機制電價，可繼續(xù)參與后續(xù)競價。

第五章 競價流程

第十六條 競價工作按照“發(fā)布通知－申報－審核－競價出清－公示－考核”的標準化流程開展，確保公平公正公開。

第十七條 發(fā)布競價通知。省級能源主管部門發(fā)布年度競價通知，明確年度機制電量規(guī)模、競價充足率、競價項目類型、申報價格上下限、執(zhí)行期限、需提供的競價資質(zhì)材料、競價流程等相關(guān)事項。

原則上在每年年度交易之前組織開展次年競價。

第十八條 項目業(yè)主申報。擬參與競價的項目需根據(jù)競價公告以“密封競價”的形式提交相關(guān)資質(zhì)材料，集中式項目提交至新能源云平臺，分布式項目提交至網(wǎng)上國網(wǎng)。

擬參與競價的未投產(chǎn)項目還需向競價組織機構(gòu)提交履約保函，已投產(chǎn)項目參與競價的原則上不需提交保函。履約保函為銀行出具的、向競價組織機構(gòu)開立的書面信用擔保憑證。

保函金額=項目裝機容量×同類電源年利用小時標桿×度電保函價格。

度電保函價格由省級能源主管部門在競價通知中確定，保函有效期為項目承諾投產(chǎn)時間1年后。

第十九條 審核競價資質(zhì)。競價組織機構(gòu)對提交材料的完整性、合規(guī)性進行審核。對完整性、合規(guī)性不符合要求的項目，競價組織機構(gòu)應一次性告知需補充的材料，項目業(yè)主需在規(guī)定時間內(nèi)完善材料，材料仍存在問題的，審核不予通過。

第二十條 公示審核結(jié)果。審核結(jié)束后，競價組織機構(gòu)公示通過資質(zhì)審核的項目名單，公示期為3個工作日。

第二十一條 組織主體競價出清。通過資質(zhì)審核的項目主體在公示結(jié)束后4個工作日內(nèi)完成競價申報，競價信息提交后平臺將自動封存，不再更改。對符合競價資質(zhì)條件的項目，進行申報價格確認，超出或低于申報價格區(qū)間的，視為無效申報。對有效申報項目，按第十條規(guī)定開展競價充足率檢測和機制電量總規(guī)模調(diào)整。自然人戶用分布式光伏若選擇以價格下限參與機制電價競價，優(yōu)先出清。當次競價中標項目不再參與后續(xù)競價，未中標項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。

第二十二條 公示競價結(jié)果。競價結(jié)束后7個工作日內(nèi)，公示相關(guān)信息，公示期3個工作日。公示信息包括項目名稱、項目代碼或發(fā)電戶號、項目類型、項目中標機制電量、機制電價、執(zhí)行期限等。

第二十三條 退還和使用履約保函。公示期內(nèi)未提出異議的，視為認可競價結(jié)果。未中標項目在競價結(jié)果公示后可申請退還保函，中標項目全容量投產(chǎn)后可申請退還保函；中標項目若未按期全容量投產(chǎn)的，競價組織機構(gòu)根據(jù)項目投產(chǎn)等履約情況使用保函資金。

第二十四條 公布競價結(jié)果。公示期結(jié)束且各方無異議后，競價組織機構(gòu)報請省級能源主管部門、價格主管部門審定，同意后發(fā)布競價結(jié)果。公布的內(nèi)容包括競價中標的項目名稱、項目代碼或發(fā)電戶號、項目類型、項目中標機制電量、機制電價、執(zhí)行期限等。

第六章 保障機制

第二十五條 參與競價并納入增量機制電量的新能源項目應嚴格按照申報時間投產(chǎn)。若新能源項目全容量投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間180日內(nèi)，根據(jù)延期天數(shù)每日等額扣除履約保函金額作為違約金，直至延期投產(chǎn)180日將履約保函全額扣除。剩余履約保函資金在項目實際投產(chǎn)后返還，扣除的履約保函資金納入系統(tǒng)運行費；實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)時間晚于180日以上，視為該項目自愿退出全部機制電量，扣除全部履約保函資金，并取消其在浙最高控股公司三年內(nèi)所有項目的競價資格。

因重大政策調(diào)整、自然災害等不可抗力因素變化導致的延期，經(jīng)省級能源主管部門審批后，機制電量保留，免于取消后續(xù)競價資格以及扣除履約保函資金。

第二十六條 競價主體應自覺維護競價秩序，嚴格遵守電力市場規(guī)則及國家相關(guān)規(guī)定，依法合規(guī)參與新能源項目競價工作，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。

第七章 附則

第二十七條 本細則中項目裝機容量是指項目核準（備案）容量（交流側(cè)。

《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案(征求意見稿)》及配套實施細則起草情況說明

為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）（以下簡稱“136號文”）要求，我省起草了新能源上網(wǎng)電價市場化改革省級配套政策。

一、起草原則

一是深化改革，統(tǒng)籌推進能源“綠保穩(wěn)”。堅持市場化改革方向，新能源上網(wǎng)電量全部進入電力現(xiàn)貨市場，執(zhí)行市場形成的上網(wǎng)電價；合理區(qū)分電力屬性和綠色屬性，推動新能源與煤電、水電等各類電源公平同臺競價、充分競爭，促進“低價多發(fā)、高價少發(fā)”，助力實現(xiàn)能源“綠保穩(wěn)”目標。

二是分類施策，保障存量增量政策銜接。在市場外建立保障機制，一定比例電量作為保價電量（“136號文”稱為“機制電量”），市場價格高時進行回收、市場價格低時給予補償，即“多退少補”。區(qū)分存量、增量項目，存量項目與現(xiàn)行價格政策有序銜接（“136號文”稱為“機制電價”），增量項目保價水平通過全省統(tǒng)一競價形成。

三是立足省情，便捷舉措服務分布式主體入市。在“136號文”明確的政策導向基礎上，堅持從省情出發(fā)細化落地措施?？紤]我省以“分布式新能源”為主的特點，設計“接受市場價格、簡化資質(zhì)審查、開展簡易競價、實施告知簽約”等簡化方式，提高分布式新能源執(zhí)行的實操便捷性和可預期性。

二、起草工作情況

“136號文”發(fā)布后，省發(fā)展改革委（能源局）成立專項工作組，在前期調(diào)研基礎上于4月中旬起草了“1+3”省級配套政策，包括《浙江省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》（以下簡稱“總體方案”）、《浙江省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制實施細則》（以下簡稱“結(jié)算細則”）、《浙江省新能源發(fā)電成本測算細則》（以下簡稱“成本測算細則”）和《浙江省新能源增量項目機制電價競價實施細則》（以下簡稱“競價細則”）。

三、主要內(nèi)容

（一）總體方案

《總體方案》包含四章共十四條：

第一章為“推動新能源全面進入電力市場”。一是明確新能源項目（風電、光伏，下同）上網(wǎng)電量全部全面參與現(xiàn)貨市場。統(tǒng)調(diào)新能源以“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，其他新能源暫作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場。二是有序參與中長期市場，各類新能源項目通過綠電交易形式參與中長期交易。三是健全電力輔助服務市場，現(xiàn)貨市場正式運行期間，新能源項目不再承擔調(diào)頻、備用等輔助服務市場費用。

第二章為“建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”。按照“136號文”要求并結(jié)合我省實際，一是促進存量項目機制電價與現(xiàn)行價格政策有序銜接，明確為0.4153元/千瓦時；機制電量比例每年可自主確定次年機制電量比例一次（首次確定時，統(tǒng)調(diào)新能源上限90%，其他新能源100%），但不得高于上一年；綠電不納入機制電價保障，以今年1-5月綠電交易比例為基準，設置綠電占比封頂機制，存量項目的機制電量比例按1-min【該項目1~5月綠電交易比例；1~5月全省綠電交易平均比例】計算。二是明確新能源增量項目機制電價、機制電量通過全省集中性競價確定；除統(tǒng)調(diào)新能源項目外，其他新能源項目應在全容量投產(chǎn)后參與競價；執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。三是明確新能源機制電價差價電費的計算公式、電量上限、偏差管理和疏導方式，以及新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制有序退出方式。

第三章為“做好改革政策銜接”。統(tǒng)籌銜接電力市場、綠證、代理購電、配儲等現(xiàn)行新能源政策。一是明確新能源項目參與中長期（綠電）交易限值計算公式，當年已結(jié)算機制電量達到上限后，后續(xù)月可全量參與綠電交易。二是明確機制電量對應綠證處理方式，納入機制的電量不重復獲得綠證收益，機制電量對應綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至省級專用綠證賬戶。三是明確代理購電政策、新能源政策銜接，落實新能源項目不得強制配儲、完善新能源利用率統(tǒng)計與考核、繼續(xù)執(zhí)行財政補貼政策等要求。

第四章為“協(xié)同推進政策落地”。明確“136號文”在浙江省落地實施職責分工、組織實施、用戶告知、跟蹤評估等方面的工作。一是新能源存量項目需在公告規(guī)定期限內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)重簽購售電合同（含機制電價結(jié)算條款）；統(tǒng)調(diào)新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，視為主動放棄機制電量，不再納入機制電價執(zhí)行范圍；其他新能源項目在規(guī)定期限內(nèi)未完成重簽的，機制電價結(jié)算條款按政府公告的統(tǒng)一標準執(zhí)行。二是新能源增量項目在辦理并網(wǎng)投產(chǎn)流程時應完成購售電合同（含機制電價結(jié)算條款）簽訂，機制電價結(jié)算條款按照政府公布的競價結(jié)果確定。三是做好新能源項目主體告知，機制電量、機制電價及執(zhí)行期限的確定方式按照相關(guān)實施細則執(zhí)行。

（二）實施細則

三項實施細則從落地操作層面考慮，主要制定電費結(jié)算、成本測算、增量項目競價的具體工作指南。

《結(jié)算細則》包含六章二十六條，主要明確新能源項目在參與電力市場交易結(jié)算后，進行機制電價差價結(jié)算的具體方式，重點區(qū)分存量項目與增量項目，明確機制電價、機制電量、機制電價執(zhí)行期限等關(guān)鍵參數(shù)的確定方法，構(gòu)建年度機制電量月度分解、年累計結(jié)算機制電量上限、機制電量分檔退坡等機制，規(guī)定機制電價差價電費的計算公式、時間節(jié)點、分攤方式等。

《成本測算細則》包含四章十九條，主要明確新能源發(fā)電成本測算原則、方法、標準及相關(guān)工作保障機制。新能源發(fā)電成本以經(jīng)營周期平準化度電成本進行測算，主要包括折舊費、運行維護費和財務費用；當增量項目競價觸發(fā)下限時，需啟動新一輪成本測算工作。

《競價細則》包含七章二十七條，主要明確增量項目競價規(guī)則，重點制定競價主體認定方法，明確機制電量總規(guī)模、分類型機制電量規(guī)模、競價充足率、單個項目申報機制電量上限、競價價格限值等關(guān)鍵參數(shù)確定方式，規(guī)定了競價流程與保障機制。增量戶用自然人光伏采用“只勾一次、無感競價”，在簽訂購售電合同（含機制電價結(jié)算條款）時，同步選擇自主參與機制電價競價或“無感競價”；選擇“無感競價”項目按照競價下限自動申報、優(yōu)先出清，充分保障權(quán)益。