新能源上网电价市场化改革核心 - 上海市要求所有新能源上网电量在2025年底前全部进入电力市场，通过市场交易形成电价 [1][3] - 新能源项目可选择直接或聚合参与市场交易，未参与者默认接受市场形成的价格 [1][3] - 改革旨在推动新能源公平参与市场交易，促进高质量可持续发展 [3] 市场交易形式与机制 - 允许新能源项目报量报价直接参与交易，或聚合后参与市场交易 [1][3] - 项目可公平参与年度、月度及月内等周期的中长期市场交易 [1][3] - 鼓励发电企业与用户签订多年期购电协议或绿电交易协议，以管理风险并稳定供求 [1][3] - 推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场，现货市场差量结算调整为差价结算 [3] 可持续发展价格结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，市场均价与机制电价的差额由电网企业开展差价结算 [4] - 2025年6月1日前并网的存量项目，电量规模衔接现行政策，机制电价不高于本市燃煤基准价 [4] - 2025年6月1日后并网的增量项目，机制电价通过自愿竞价形成，按报价从低到高确定，执行期限按回收投资平均期限确定 [4] - 已明确电价的海上风电等项目按现行政策执行，深远海风电等项目规定另行明确 [4] 政策实施与配套措施 - 电网企业需与新能源项目签订差价协议，建立或更新项目台账，优化结算流程并升级计量装置 [4] - 加强新能源交易价格监测，在价格异常波动时及时报告主管部门 [5] - 强化电力市场政策协同，修订市场规则，与绿证政策协同，机制内电量不重复获得绿证收益 [5] - 本通知试行至2026年底 [5]

新能源上网电价市场化改革 - 上海市发展和改革委员会发布通知，要求新能源上网电量全部参与市场交易 [1] - 2025年底前，上海市集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场 [1] - 新能源上网电价将通过市场交易形成 [1]

新能源上网电价市场化改革 - 甘肃省推动所有新能源项目上网电量进入电力市场交易 包括集中式光伏 集中式风电 分布式光伏 分散式风电 光热发电等 上网电价通过市场交易形成 [1] - 新能源项目可报量报价参与交易或接受市场形成的价格 分布式光伏可作为独立市场主体或聚合后进入市场 未参与市场的分布式光伏默认接受现货市场月度加权平均价格 [1] 存量项目机制安排 - 2025年6月1日前投产的存量项目纳入机制电量规模为154亿千瓦时 机制电价为0.3078元/千瓦时 [2][3] - 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投产满20年对应年份较早者确定 全生命周期小时数无法确定的按投产满20年计算 [3] - 扶贫类 特许经营权类 分布式光伏 平价示范 光热发电项目上网电量全额纳入机制 分散式风电及特定项目按风电1800小时 光伏1160小时纳入机制 [3][4] - 剩余机制电量由其他存量项目按装机容量等比例分配 单个项目每年申报机制电量不得高于上一年规模 不参与申报视为放弃机制电量 [5] 增量项目机制设计 - 2025年6月1日起投产的增量项目机制电量规模根据非水电可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力动态调整 [7] - 单个项目申请机制电量不高于全部上网电量的80% 新能源企业在价格上下限内竞价 机制电价按入选项目最高报价确定但不得高于上限 [7] - 增量项目执行期限为12年 未按期投产项目可能取消竞价资格 每年10月底前组织次年竞价 9月底前公布电量规模及电价上下限 [8][9] 竞价主体资格 - 已投产项目需提供能源主管部门批准文件 核准备案文件 并网验收意见等材料 未投产项目需列入电力发展规划或专项规划 [10][11] - 分布式电源聚合商需为注册售电公司或虚拟电厂 需提交代理协议及被代理项目资料 同一项目在同一竞价场次仅能选择一家聚合商 [12] 机制电量计算 - 单个项目申报机制电量上限=装机容量×同类型电源上年度平均发电利用小时数×(1-自发自用电比例)×(1-厂用电率)×80% [14] - 自然人户用分布式光伏平均厂用电率取零 分布式电源聚合商需为每个代理项目单独申报机制电量 [15]