滬發(fā)改價管〔2025〕29號
國網(wǎng)上海市電力公司，上海電力交易中心，各有關經(jīng)營主體：
為貫徹落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)有關要求，推動新能源公平參與電力市場交易，促進新能源高質量可持續(xù)發(fā)展，結合工作實際，現(xiàn)就深化本市新能源上網(wǎng)電價市場化改革有關事項通知如下:
一、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成
1.新能源上網(wǎng)電量全部參與市場交易。2025年底前，本市集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發(fā)電等新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場，通過市場交易形成上網(wǎng)電價。(責任單位：市發(fā)展改革委、市經(jīng)濟信息化委、市電力公司、上海電力交易中心)
2.交易形式。新能源項目可報量報價直接參與市場交易，也可以聚合后參與市場交易，未直接或聚合參與市場交易的，默認接受市場形成的價格。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
3.健全中長期市場交易和價格機制。新能源項目公平參與本市年度、月度以及月內(nèi)等周期的中長期市場交易。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整。(責任單位：華東能源監(jiān)管局，市經(jīng)濟信息化委、市發(fā)展改革委、上海電力交易中心)
4.探索組織開展多年期交易。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶、綠電需求企業(yè)簽訂多年期購電協(xié)議、多年期綠電交易協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。(責任單位：華東能源監(jiān)管局，市發(fā)展改革委、市經(jīng)濟信息化委、上海電力交易中心)
5.完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制。推動新能源公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場?，F(xiàn)貨市場差量結算調(diào)整為差價結算方式。適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮本市工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，由市價格主管部門另行明確。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
6.完善電網(wǎng)企業(yè)代理購電機制。新能源上網(wǎng)電量不再作為保量保價優(yōu)先發(fā)電，電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源上網(wǎng)電量，用于匹配居民、農(nóng)業(yè)、代理購電工商業(yè)用戶用電。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司)
二、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制
7.機制電價差價結算。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，明確納入機制的新能源項目的電量規(guī)模、機制電價、執(zhí)行期限等。對納入機制的電量，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)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入本市系統(tǒng)運行費。新能源可持續(xù)發(fā)展差價結算工作方案見附件1。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
8.存量項目的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。(1)電量規(guī)模。2025年6月1日(不含)前全容量并網(wǎng)的存量項目，電量規(guī)模妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關政策。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)，每年簽訂差價協(xié)議，自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。未簽訂差價協(xié)議或未自主確定的，默認按照該項目可選最高比例和規(guī)模上限執(zhí)行。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，主動參與市場競爭。(2)機制電價，按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于本市燃煤基準價。(3)執(zhí)行期限，按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司)
9.增量項目的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。(1)電量規(guī)模。2025年6月1日(含)后全容量并網(wǎng)的增量項目，每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據(jù)國家下達本市的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規(guī)?？蛇m當減少;未完成的，次年納入機制的電量規(guī)模可適當增加。增量項目第一年納入機制的電量占全市新能源上網(wǎng)電量的比例，與存量項目適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量。(2)機制電價，由市價格主管部門每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制電價執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，對成本差異大的按技術類型分類組織。初期，本市各類光伏、風電、生物質發(fā)電項目原則上統(tǒng)一競價。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、不高于競價上限。(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投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。新能源增量項目機制電價競價工作方案見附件2。(責任單位：市發(fā)展改革委、市經(jīng)濟信息中心、市電力公司)
10.增量項目競價上下限。競價上限由市價格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，初期可考慮新能源項目成本調(diào)查結果、新能源EPC市場報價、避免無序競爭等因素設定競價下限。電力市場成本調(diào)查工作方案見附件3。(責任單位：市發(fā)展改革委、市價監(jiān)成調(diào)隊)
11.結算方式。納入機制的電量應當分解至月度，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結算;初期不再開展其他形式的差價結算。非電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行期間，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行期間，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
12.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。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。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司)
13.特殊項目。已通過競爭性配置明確上網(wǎng)電價的海上風電項目，上網(wǎng)電價繼續(xù)按照現(xiàn)行政策執(zhí)行。已核準或備案的海上光伏項目，競爭性配置相關文件中已明確上網(wǎng)電價的，則該上網(wǎng)電價為機制電價，不再參與競價，納入機制的電量規(guī)模參照存量項目相關規(guī)定確定。深遠海風電等項目有關規(guī)定另行明確。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司)
三、完善市場跟蹤與部門協(xié)作工作機制
14.加強政策宣傳解讀。多渠道開展政策宣貫培訓，幫助各類經(jīng)營主體熟悉交易、結算和競價的規(guī)則和流程，提升新能源項目參與市場的能力。強化溝通協(xié)調(diào)，及時回應社會關切，凝聚改革共識。(責任單位：市發(fā)展改革委、市經(jīng)濟信息中心、市電力公司、上海電力交易中心)
15.加強組織落實。電網(wǎng)企業(yè)應與新能源項目簽訂差價協(xié)議，及時建立或更新納入機制的新能源項目臺賬。優(yōu)化電力市場電費、市場外機制差價費用結算流程，做好新能源項目電費結算、平臺開發(fā)等工作，抓緊開展計量裝置改造與升級，滿足新能源項目參與市場交易的計量條件。(責任單位：市電力公司)
16.建立電價監(jiān)測和風險防范機制。加強新能源交易價格監(jiān)測，評估價格波動的合理性。當市場交易價格出現(xiàn)異常波動時，及時向市價格、能源等主管部門報告，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。(責任單位：市電力公司、上海電力交易中心)
17.強化電力市場政策協(xié)同。修訂完善電力市場相關規(guī)則，做好新能源上網(wǎng)電價市場化改革與本市新能源發(fā)展規(guī)劃目標、能源電力規(guī)劃的銜接。強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益，對應綠證統(tǒng)一劃轉至本市專用綠證賬戶。如國家出臺新的相關政策文件，按國家新規(guī)定執(zhí)行。(責任單位：市發(fā)展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
本通知試行至2026年底。
附件：
1.上海市新能源可持續(xù)發(fā)展差價結算工作方案
2.上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案
3.上海市電力市場成本調(diào)查工作方案
上海市發(fā)展和改革委員會
2025年7月30日
附件1
上海市新能源可持續(xù)發(fā)展差價結算工作方案
第一章 總則
第一條 目的依據(jù)
根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<電力中長期交易基本規(guī)則>的通知》(發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(試行)>的通知》(發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號)要求，為完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，促進新能源高質量發(fā)展，結合上海實際，制定本方案。
第二條 結算原則
場內(nèi)交易，場外結算。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，對納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)按機制電價開展差價結算，結算費用納入本市系統(tǒng)運行費。
新老劃斷，有序銜接。存量項目機制電價，按照現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于本市燃煤基準價。增量項目機制電價，每年組織項目自愿參與競價形成。
月結月清，近遠結合。市電力公司每月按機制電價開展差價結算。在電力現(xiàn)貨非完整結算月，與當月同類型新能源項目(風電、光伏、生物質分別作為一類型項目，下同)中長期交易均價開展差價結算;在電力現(xiàn)貨完整結算月，與當月同類型新能源項目實時現(xiàn)貨結算均價開展差價結算。
第二章 結算項目
第三條 參與差價結算的項目
存量項目：2025年6月1日(不含)以前投產(chǎn)的新能源項目，涵蓋各類集中式、分布(散)式新能源項目，具體包括海上風電、陸上風電、海上光伏、陸上光伏、生物質發(fā)電等。
增量項目：2025年6月1日(含)以后投產(chǎn)的納入機制的新能源項目，具體范圍同上。
特殊項目：深遠海項目，戰(zhàn)略留白區(qū)光伏，在競爭性配置過程中明確上網(wǎng)電價的海上光伏項目等。
第四條 不參與差價結算的項目
未納入機制的新能源項目、自愿退出機制的新能源項目、全生命周期已完成的新能源項目、機制電價執(zhí)行期限到期的新能源項目。
第五條 競爭性配置海上風電項目
2025年6月1日前核準、并通過競爭性配置形成上網(wǎng)電價的海上風電項目按照上海市現(xiàn)行競爭配置相關文件開展結算。
第三章 結算電量分類
第六條 電量分類
新能源結算上網(wǎng)電量類型可分為綠電交易電量、其他中長期交易電量、超發(fā)電量、價格接受者電量、現(xiàn)貨交易電量、調(diào)試運行電量等。
第七條 綠電交易電量
指按照國家和本市綠色電力交易政策開展交易的電量，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書(簡稱綠證)價格。
第八條 其他中長期交易電量
指除綠電交易外的其他各類型中長期交易電量，包括多年期、年度、月度、月內(nèi)、多日、逐日等多種交易周期的普通直接交易(含電網(wǎng)企業(yè)代理購電)電量，交易申報和成交價格均為電能量價格。
第九條 超發(fā)電量和電價
超發(fā)電量是指具備參與中長期和現(xiàn)貨交易條件的新能源項目，未能在市內(nèi)電力中長期市場和省間市場中達成交易、由本市電網(wǎng)企業(yè)消納的電量。本市具備參與中長期和現(xiàn)貨交易條件的市場化新能源企業(yè)，僅在當月電力現(xiàn)貨非結算日結算超發(fā)電量。超發(fā)電價初期暫按照全月中長期交易平均電價乘以系數(shù)K1確定;后續(xù)按照全月分時段中長期交易平均電價乘以系數(shù)K1確定。K1暫取0.95，今后根據(jù)市場情況適時調(diào)整。
超發(fā)電價(初期)=全月中長期交易平均電價×K1
超發(fā)電價=全月分時段中長期交易平均電價×K1
其中，全月中長期交易平均電價=全月中長期交易總電費÷全月中長期交易凈電量。
全月分時段中長期交易平均電價=全月分時段中長期交易總電費÷全月分時段中長期交易凈電量。
全月中長期交易涵蓋本市批發(fā)用戶和售電公司的相關綠電交易電能量部分、普通直接交易等各種交易類型，交易周期包括多年或年度分解至月度、月度、月內(nèi)、逐日等。
第十條 價格接受者電量和電價
價格接受者電量指不具備參與中長期和現(xiàn)貨交易條件的、由本市電網(wǎng)企業(yè)消納的新能源項目發(fā)電電量。價格接受者按照全月實際上網(wǎng)電量開展結算。結算價格按照全月同類型新能源項目市場交易均價乘以I1確定，I1系數(shù)暫取1。
價格接受者結算價格=全月同類型新能源項目市場交易均價×I1
其中，全月同類型新能源項目市場交易均價根據(jù)當月是否完整開展電力現(xiàn)貨結算運行，分別取全月同類型新能源項目實時現(xiàn)貨結算均價或中長期交易均價(不含超發(fā)電量)。
鼓勵具備調(diào)節(jié)能力的分布式新能源發(fā)電項目直接參與市場交易，視市場建設情況，今后將逐步下調(diào)I1系數(shù)。
第十一條 電力現(xiàn)貨交易電量
電力現(xiàn)貨交易電量是指新能源參與現(xiàn)貨市場的實時市場電量等。
第十二條 調(diào)試運行電量和電價
新能源發(fā)電項目調(diào)試運行期上網(wǎng)電量，由電網(wǎng)企業(yè)收購，納入代理購電電量來源。調(diào)試運行電價按照同類型項目當月代理購電市場化采購均價結算。同類型項目當月未形成代理購電市場化采購電量的，按照最近一次同類型項目月度代理購電電網(wǎng)采購均價結算。
第四章 機制電量規(guī)模
第十三條 新能源項目年度電量總規(guī)模和機制電量比例
存量項目年度電量總規(guī)模原則上按照該項目近3年上網(wǎng)電量均值確定;投產(chǎn)時間不足3年的，按照過去1-2年上網(wǎng)電量均值確定;不足1年的，按照本市最近3年同類型新能源項目平均利用小時數(shù)×該項目裝機容量×(1-本市同類型新能源項目平均廠用電率)確定。存量新能源項目最高按年度電量總規(guī)模的100%納入機制電量，每年在簽訂差價協(xié)議時自主確定執(zhí)行機制的電量比例，年內(nèi)不得更改。首年確定年度機制電量總規(guī)模后，后續(xù)年份不再增加。
增量項目年度電量總規(guī)模和機制電量比例，按照《上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案》開展競價后發(fā)布的競價結果公告確定。每年在簽訂差價協(xié)議時自主確定執(zhí)行機制的電量比例，年內(nèi)不得更改。首年確定年度機制電量總規(guī)模后，后續(xù)年份不再增加。
年度機制電量比例不得超過上年度機制電量比例，也不得超過該項目近3年未參與綠電交易電量比例的平均值。
年度機制電量比例=min(上年度機制電量比例，(1-該項目近3年參與綠電交易比例的平均值))。
年度機制電量總規(guī)模=年度電量總規(guī)模×年度機制電量比例。
市價格主管部門根據(jù)電力市場運行情況，適時優(yōu)化年度機制電量比例退坡方式。
第十四條 月度分解機制電量
月度分解機制電量=月度總上網(wǎng)電量×月度機制電量比例，其中，月度機制電量比例與年度機制電量比例相同。
第十五條 月度結算機制電量
月度結算機制電量，按照以下三個電量中最小值確定：月度分解機制電量、當月未參與綠電交易電量、當月年度剩余機制電量。
月度結算機制電量=min(月度分解機制電量，(當月上網(wǎng)電量-當月綠電交易電量)，當月年度剩余機制電量)
其中，當月年度剩余機制電量=年度機制電量總規(guī)模-∑各月結算機制電量。
第十六條 非完整年度機制電量規(guī)模
非完整年度結算的，按照當年剩余月份數(shù)量占比折算新能源項目相應的機制電量規(guī)模。
第五章 機制電價
第十七條 存量項目機制電價
存量項目機制電價統(tǒng)一按照本市燃煤基準價執(zhí)行。
第十八條 增量項目機制電價
增量項目機制電價由每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，具體根據(jù)《上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案》及公示的競價結果確定。
第十九條 特殊項目機制電價
2025年6月1日前已核準的競爭性配置海上光伏項目，機制電價為燃煤基準價，深遠海項目、高成本光伏項目機制電價另行明確。
第六章 執(zhí)行期限
第二十條 存量項目執(zhí)行期限
按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定，一般按照項目全生命周期合理利用小時與國家可再生能源電價補貼利用小時(如有)，自政策實施之日起(含)計算的剩余小時數(shù)兩者取小值確定。原國家批復文件中另行明確項目利用小時或運行年限的，按照國家有關要求執(zhí)行。
存量項目執(zhí)行期限=min(全生命周期合理利用小時自政策實施之日起計算的剩余小時數(shù)，國家可再生能源電價補貼利用小時自政策實施之日起計算的剩余小時數(shù)(如有))
第二十一條 增量項目執(zhí)行期限
執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資(不考慮相關收益)的平均期限確定，一般為12年。起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間(入選項目公示結束之日起)確定。如未按期投產(chǎn)，實際投產(chǎn)日期前覆蓋電量自動失效。具體增量項目執(zhí)行期限，按照《上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案》公示的競價結果確定。
第二十二條 退出規(guī)則
已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)每年可在與市電力公司簽訂差價協(xié)議時自愿申請退出。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。
第七章 機制電費結算方式
第二十三條 電力現(xiàn)貨非完整結算月差價結算方式
在電力現(xiàn)貨非完整結算月，新能源項目機制電價與全月同類型新能源項目市場交易均價的差值，乘以月度結算機制電量，則得出月度機制電費。
月度機制電費=月度結算機制電量×(機制電價-全月同類型新能源項目市場交易均價)
其中，全月同類型新能源項目市場交易均價是指本市所有同類型新能源項目當月中長期交易電量(包括年度交易分解的當月電量、綠電交易電能量部分、代理購電交易、月度及月內(nèi)交易、日交易等，不含省間購售交易)的加權平均價格。
全月同類型新能源項目市場交易均價=全月同類型新能源項目中長期交易總電費÷全月同類型新能源項目中長期交易凈電量。
第二十四條 電力現(xiàn)貨完整結算月結算方式
在電力現(xiàn)貨完整結算月，新能源項目機制電價與全月同類型新能源項目實時現(xiàn)貨結算均價的差值，乘以月度結算機制電量，則得出月度機制電費。
月度機制電費=月度結算機制電量×(機制電價-全月同類型新能源項目實時現(xiàn)貨結算均價)
其中，全月同類型新能源項目實時現(xiàn)貨結算均價是指風電、光伏、生物質三類項目的全月現(xiàn)貨實時市場分時節(jié)點結算加權平均價格。
第二十五條 機制綠證
新能源項目已開展機制電費差價結算的電量，對應綠證不再歸屬新能源項目，納入政府統(tǒng)籌并根據(jù)相應規(guī)則劃轉或處理。
第八章 機制電費結算程序
第二十六條 結算部門分工
新能源項目電費分為市場化電量電費和市場外機制電量差價電費。其中，市場化電量電費按照本市中長期交易和現(xiàn)貨市場相關規(guī)則，以及本方案第九條、第十條明確的超發(fā)電量和電價，以及價格接受者市場結算價格，由市電力公司根據(jù)上海電力交易中心出具的結算依據(jù)開展結算;機制電量差價電費由市電力公司、上海電力交易中心，按照本方案按月開展結算。機制電費由市電力公司統(tǒng)一歸集及疏導。
第二十七條 結算前準備
市電力公司于上一年度12月31日前，完成當年新能源項目差價協(xié)議簽訂，建立或更新新能源項目臺賬，按項目機組類型逐個維護機制電量信息，包括但不限于年度機制電量總規(guī)模、年度機制電量比例、月度分解機制電量、機制電價、執(zhí)行期限等。存量新能源項目原購售電合同暫繼續(xù)有效，價格條款按照本方案有關規(guī)定執(zhí)行，后續(xù)隨變更等業(yè)務辦理逐步重新簽訂。
現(xiàn)貨連續(xù)運行前，當月所有中長期交易出清后(當月月底前)，按照項目機組類型，上海電力交易中心向當月參與差價結算的新能源項目披露全月同類型新能源項目市場交易均價，同步向市電力公司提供該均價。
現(xiàn)貨連續(xù)運行后，當月實時市場交易全部出清且上網(wǎng)電量推送上海電力交易中心后1個工作日內(nèi)，上海電力交易中心會同電力調(diào)度機構，按項目機組類型，向當月參與差價結算的新能源項目披露當月同類型新能源項目實時現(xiàn)貨結算均價，同步向市電力公司提供該均價。
當月所有綠電交易完成后(不晚于月末倒數(shù)第2個工作日)，上海電力交易中心向市電力公司提供當月所有參與綠電交易的新能源項目清單等信息。
第二十八條 正式結算
機制電量差價電費由市電力公司結算至所有新能源項目。
1.本市直接(含聚合)參與市場交易的新能源項目。初期暫按如下時間節(jié)點，開展月度機制電量差價電費結算，后續(xù)視實際情況調(diào)整。
每月3日前，市電力公司完成新能源項目上一月度上網(wǎng)電量采集抄表(或根據(jù)政府主管部門明確的規(guī)則擬合)，新能源項目應配合完成上網(wǎng)電量核對確認。經(jīng)確認無誤后，市電力公司向上海電力交易中心提供新能源項目上網(wǎng)電量。
每月5日前，上海電力交易中心完成新能源項目上一月度綠電交易電能結算電量計算，新能源項目應配合完成綠電交易電能結算電量核對、確認。經(jīng)確認無誤后，上海電力交易中心向市電力公司提供新能源項目的綠電交易電能結算電量。
每月8日前，市電力公司根據(jù)本方案第十五條，完成上一月度新能源項目月度結算機制電量計算。再根據(jù)本方案前款有關規(guī)定，完成新能源項目的機制電量差價電費結算。對因計量誤差、計算舍尾、政策調(diào)整等因素導致的結算偏差費用，納入次月系統(tǒng)運行費用滾動開展結算。
2.本市未直接參與市場交易、作為價格接受者的新能源發(fā)電項目。初期暫按如下時間節(jié)點，開展月度機制電量差價電費結算，后續(xù)視實際情況調(diào)整。
每月3日前，市電力公司完成新能源項目上一月度上網(wǎng)電量采集抄表(或根據(jù)政府主管部門明確的規(guī)則擬合)。
每月5日前，市電力公司根據(jù)本方案第十五條，完成上一月度新能源項目月度結算機制電量計算。再根據(jù)本方案前款有關規(guī)定，完成新能源項目的機制電量差價電費結算。對因計量誤差、計算舍尾、政策調(diào)整等因素導致的結算偏差費用，納入次月系統(tǒng)運行費用滾動開展結算。
3.根據(jù)本市中長期交易和現(xiàn)貨市場相關規(guī)則明確的時限要求，市電力公司將機制電量差價電費與市場化電量電費合并計算，形成新能源項目月度總結算電費，并向新能源項目發(fā)布電費賬單。按照相關文件規(guī)定，新能源項目(除自然人戶用分布式光伏外)應配合在規(guī)定時限內(nèi)完成賬單確認并開具增值稅專用發(fā)票，市電力公司據(jù)此及時開展電費收支。
4.市電力公司完成月度機制電量差價電費結算后，應按月跟蹤、動態(tài)調(diào)整當年所有參與差價結算的新能源項目年度剩余機制電量，根據(jù)政府主管部門要求，按需做好信息報送。
第二十九條 機制電量差價結算電費歸集及疏導
銜接月度代理購電價格測算，市電力公司、上海電力交易中心，按月測算次月機制電量差價電費結算規(guī)模及系統(tǒng)運行費(機制電量差價電費結算部分)度電折價。完成月度機制電量差價電費結算后，市電力公司開展系統(tǒng)運行費(機制電量差價結算部分)滾動清算，向全體工商業(yè)用戶分攤或分享。
第九章 保障措施
第三十條 政策協(xié)同
市電力公司要積極與市價格主管部門溝通匯報，配合做好本市新能源上網(wǎng)電價市場化改革組織落實工作，明確機制電量分配、交易組織、交易結算等關鍵環(huán)節(jié)。按照要求優(yōu)化新能源市場交易機制，修訂相關交易規(guī)則，確保政策落地實施。政策實施過程過中遇有問題及時向總部相關部門報告有關情況，協(xié)商研究處理方式。
第三十一條 電價監(jiān)測和風險防范
市電力公司、上海電力交易中心要定期監(jiān)測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現(xiàn)異常波動時，及時向市價格、能源等主管部門報告，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。
第十章 附則
第三十二條 解釋權
本方案由上海市發(fā)展和改革委員會負責解釋。
附件2
上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案
第一章 總則
第一條 目的依據(jù)
根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)，為完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，建立新能源增量項目可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，促進新能源高質量可持續(xù)發(fā)展，結合本市實際，制定本方案。
第二條 競價原則
市場導向。本市新能源增量項目通過市場化競價方式形成機制電價，反映供需關系、綠色價值及合理成本。
公平規(guī)范。推動各類新能源項目公平參與，原則上各類參與主體統(tǒng)一競價。
動態(tài)調(diào)節(jié)。機制電量規(guī)模與上海市非水電可再生能源電力消納責任權重掛鉤，根據(jù)完成情況及時調(diào)整。
有序退出。納入機制的新能源項目，退出后不再納入機制執(zhí)行范圍。
第二章 競價組織與參與主體
第三條 組織方
競價工作由市價格主管部門牽頭，聯(lián)合市能源主管部門、電力運行管理部門、能源監(jiān)管部門組織開展，并由市經(jīng)濟信息中心、市電力公司、上海電力交易中心等負責具體落實。
競價成立競價工作小組，成員包括市發(fā)展改革委、市經(jīng)濟信息化委、華東能源監(jiān)管局、市經(jīng)濟信息中心、市電力公司、上海電力交易中心等相關單位。
第四條 組織場所
競價工作依托市電力公司“新能源云”“網(wǎng)上國網(wǎng)”等對外服務平臺(以下統(tǒng)稱“競價平臺”)開展，包括集中式、分布(散)式新能源項目資格審核及競價業(yè)務。
(一)資格審核
新能源項目主體應通過競價平臺提交項目申報材料，履行資質審核程序：
1.集中式新能源項目主要通過“新能源云”平臺填報資料，完成項目申報及資質審核;
2.分布式新能源項目主要通過“網(wǎng)上國網(wǎng)”平臺填報資料，完成項目申報及資質審核。
資質審核結果應分別在項目申報平臺(即“新能源云”或“網(wǎng)上國網(wǎng)”)向社會公示。
(二)競價管理
市電力公司負責在“新能源云”“網(wǎng)上國網(wǎng)”平臺開發(fā)競價業(yè)務功能模塊，確保功能模塊與資格審核系統(tǒng)數(shù)據(jù)互聯(lián)互通。
通過資質審核的項目，其數(shù)據(jù)應自動接入競價平臺，并按照以下要求實施競價：
1.項目主體可通過“新能源云”平臺“競價業(yè)務”專欄或“網(wǎng)上國網(wǎng)”平臺“新能源競價”入口參與競價;
2.競價過程全程留痕，市電力公司加強對競價方案執(zhí)行、數(shù)據(jù)安全及結果公示的管理，市發(fā)展改革委加強監(jiān)督。
競價結果經(jīng)公示無異議后，納入本市新能源項目機制電價清單，并作為后續(xù)并網(wǎng)、機制電價結算等政策執(zhí)行的依據(jù)。
第五條 競價主體范圍
符合下列條件的新能源項目主體可參與機制電價競價：
(一)全容量并網(wǎng)項目
2025年6月1日(含)后全容量投產(chǎn)且未納入過機制執(zhí)行范圍的自愿參加競價的新能源項目，包括集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發(fā)電等項目，不含外送配套電源。
全容量投產(chǎn)時間認定標準：
1.集中式新能源項目:以項目最后一臺機組的并網(wǎng)時間為準。產(chǎn)生異議的，以“多方核驗”方式確認項目投產(chǎn)信息。
2.分布式新能源項目:以電網(wǎng)企業(yè)營銷系統(tǒng)中明確的并網(wǎng)發(fā)電時間為準。
(二)承諾并網(wǎng)項目
競價公告發(fā)布時未投產(chǎn)，但建設單位承諾公告發(fā)布的次年底前全容量投產(chǎn)的集中式或分布式新能源項目。
(三)分布式電源聚合商
1.聚合商代理的分布式項目，其最早與最晚投產(chǎn)時間間隔不得超過1年;
2.聚合商須具備合法資質，并與其代理項目簽訂書面委托協(xié)議。
(四)例外規(guī)定
深遠海風電等成本差異較大的項目、已通過競爭性配置形成價格的特殊新能源項目按相關政策明確的上網(wǎng)電價執(zhí)行，暫不參加統(tǒng)一競價，后期根據(jù)本市實際情況組織實施。
第六條 競價方式
本市對集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發(fā)電等各類參與主體原則上進行統(tǒng)一競價。經(jīng)成本調(diào)查確認，與一般類型項目相比平均成本差異較大的項目，可單獨組織競價。
第七條 新能源項目競價主體資質條件
競價主體為具有法人資格或經(jīng)法人單位授權從事發(fā)電業(yè)務的新能源發(fā)電企業(yè)，以及符合條件的聚合商和自然人。
(一)已投產(chǎn)項目
集中式新能源項目應提供政府相關部門出具的核準文件/備案文件，電力業(yè)務許可證、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等與電網(wǎng)項目并網(wǎng)相關的其他必要信息。
分布式項目需提供項目備案文件、購售電合同、發(fā)電戶號等。
(二)未投產(chǎn)項目
集中式新能源項目應提供項目合規(guī)證明(備案證明或核準批復文件)、項目規(guī)模、營業(yè)執(zhí)照等材料，并提供承諾書。
分布式項目應提供項目核準(備案)文件、營業(yè)執(zhí)照(非自然人項目)或居民身份證明(自然人項目)、市電力公司出具的項目接入系統(tǒng)方案答復單(函)、土地/屋頂租賃協(xié)議或所有權證等材料。
第八條 分布式電源聚合商資質要求
分布式電源聚合商參與競價應當符合下列條件：
(一)基本資質
1.具有售電公司資質;
2.與聚合項目簽訂委托代理協(xié)議，向電網(wǎng)企業(yè)提交聚合項目清單、委托代理協(xié)議備案;
3.具備固定經(jīng)營場所，并配備滿足競價需求的電力市場技術支持系統(tǒng)及客戶服務平臺，能夠履行報量報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。
(二)能力要求
1.具備聚合分布式電源資源的調(diào)節(jié)與控制能力;
2.聚合范圍、技術條件及運營規(guī)則應當符合本市電力市場相關管理規(guī)定。
(三)文件提交要求
1.已投產(chǎn)項目
(1)代理項目的核準(備案)文件、購售電合同;
(2)項目單位委托聚合商參與競價的書面協(xié)議;
(3)代理高壓分布式項目的，需提供與電網(wǎng)企業(yè)簽訂的并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議。
2.未投產(chǎn)項目
(1)代理項目的核準(備案)文件或產(chǎn)權證明(戶用分布式光伏);
(2)項目單位委托聚合商參與競價的書面協(xié)議;
(四)參與規(guī)則
1.聚合商可參與不同年度、不同場次的競價工作。
2.同一場次中，任一分布式項目主體僅可委托一家聚合商作為競價代理機構。
3.分布式電源聚合商代理參與競價的代理服務費等相關收益費用由聚合商與分布式項目自行約定結算。
第三章 競價電量規(guī)模
第九條 首次競價電量規(guī)模核定
(一)首次納入機制的電量規(guī)?？蓞⒖急臼性隽啃履茉错椖可暇W(wǎng)電量規(guī)模和現(xiàn)有非市場化的新能源電量比例確定。
(二)增量項目為2025年6月1日-2026年12月31日期間全容量投產(chǎn)項目;
(三)增量項目上網(wǎng)電量按近3年本市風電、光伏、生物質發(fā)電同類型項目平均利用小時數(shù)核算，并扣除廠用電量;
第十條 第二次及以后競價電量規(guī)模
自第二次競價起，市發(fā)展改革委會同相關部門及專業(yè)機構，綜合以下因素確定次年納入機制的電量規(guī)模：
(一)上年度非水電可再生能源消納責任權重目標完成情況;
(二)工商業(yè)用戶電價承受能力及電力供需情況;
(三)行政區(qū)域內(nèi)新能源增量項目情況。
第十一條 申報充足率
申報充足率=∑競價主體申報電量/競價電量總規(guī)模。
第十二條 電量規(guī)模動態(tài)調(diào)整機制
(一)當年完成情況預計超出非水電可再生能源消納責任權重目標的，次年納入機制的電量規(guī)?？稍诋斈暝隽克降幕A上適當減少。
(二)未完成非水電可再生能源消納責任權重目標的，次年納入機制的電量規(guī)模可適當增加。
(三)價格出清前開展申報充足率檢測，當競價主體申報電量規(guī)模無法滿足申報充足率下限要求時，競價電量總規(guī)模自動縮減，直至滿足申報充足率要求。
第十三條 單個項目申報上網(wǎng)電量限制
單個項目申報電量限制按照以下公式計算：
新能源項目上網(wǎng)電量上限=裝機容量×近3年本市同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×(1-本市同類型新能源項目平均廠用電率)×K
系數(shù)K根據(jù)本市新能源消納情況及電力市場供需情況確定，取值范圍在0-100%。
相關參數(shù)應在每次競價前的公告中明確。
分布式項目按照自身平均自發(fā)自用率合理確定競價電量規(guī)模，但不高于上述公式計算的限制規(guī)模。
第四章 價格限制與執(zhí)行期限
第十四條 競價申報價格上下限的確定
市發(fā)展改革委于每次競價啟動前，依據(jù)項目合理收益、綠色能源溢價空間、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定申報價格上下限;
首次競價，競價價格上限原則上可根據(jù)項目合理收益率，或參考本市燃煤基準價合理確定。
競價下限以同期先進電站造價水平為基準，折算不含收益的度電成本(僅包含固定成本)，必要時可參考新能源EPC市場報價。市發(fā)展改革委可對新能源發(fā)電項目實施成本調(diào)查。
第十五條 期限核定
(一)執(zhí)行期限
按照同類型項目回收初始投資(不考慮相關收益)的平均期限確定，一般不超過12年。具體執(zhí)行期限以每次公告為準。
(二)起始時間
未投產(chǎn)項目按申報投產(chǎn)時間確定。
已投產(chǎn)項目按入選時間確定，一般為競價入選項目公示結束之日起。
第五章 競價程序
第十六條 競價準備
(一)成立競價工作小組
市發(fā)展改革委定期啟動組織開展次年的競價工作，會同華東能源監(jiān)管局、市經(jīng)濟信息化委、市經(jīng)濟信息中心、市電力公司、上海電力交易中心成立競價工作小組，推進增量項目競價工作。競價工作應在本市年度電力中長期交易開展前完成。
(二)發(fā)布競價公告
市發(fā)展改革委于每年10月份前發(fā)布競價公告，明確競價電量規(guī)模、申報充足率、競價項目類型及相關參數(shù)、申報價格上下限、執(zhí)行期限、競價組織方與場所等相關事宜。
首次競價于本市貫徹落實新能源上網(wǎng)電價市場化改革方案發(fā)布后擇期開展。
第十七條 競價公告與資質審核
(一)發(fā)布競價組織公告
市經(jīng)濟信息中心、市電力公司在市發(fā)展改革委網(wǎng)站、“網(wǎng)上國網(wǎng)”、“新能源云”平臺等發(fā)布競價組織公告，包括競價標的、競價主體、需提供競價資質材料、競價流程安排等事項。
(二)提交競價材料
自愿參與競價的項目，需要在10個工作日內(nèi)，通過項目對應的“新能源云”或“網(wǎng)上國網(wǎng)”等平臺提交項目競價相關材料。
1.已投產(chǎn)的新能源項目
集中式項目需提供項目核準或者備案文件、電力業(yè)務許可證(或電力業(yè)務許可申請已受理的證明)、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等，分布式項目需提供項目備案文件、購售電合同、發(fā)電戶號等。
2.未投產(chǎn)的新能源項目
集中式新能源項目應提供項目合規(guī)證明(備案證明或核準批復文件、項目規(guī)模、營業(yè)執(zhí)照等材料，并提供承諾書。
分布式項目應提供項目核準(備案)文件、營業(yè)執(zhí)照(非自然人項目)或居民身份證明(自然人項目)、市電力公司出具的項目接入系統(tǒng)方案答復單(函)、土地/屋頂租賃協(xié)議或所有權證等材料。
3.分布式電源聚合商
(1)資質與能力證明材料
需具備售電公司資質;具備聚合分布式電源等資源的能力;具備聚合資源調(diào)節(jié)和控制能力，應具有固定經(jīng)營場所及能夠滿足參加機制競價的報量報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能的電力市場技術支持系統(tǒng)和客戶服務平臺，并能提供有資質的單位審核認證的相關證明文件。
(2)已投產(chǎn)項目
聚合商需提供所有代理項目的項目核準(備案)文件、購售電合同，項目單位委托聚合商參與競價的協(xié)議。聚合高壓分布式新能源項目還需提供與電網(wǎng)企業(yè)簽訂的并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議。
(3)未投產(chǎn)項目
聚合商需提供所有代理項目的項目核準(備案)文件或產(chǎn)權證明(戶用分布式光伏)、項目單位委托聚合商參與競價的協(xié)議。
(三)審核競價資質
1.申報材料審核程序
競價工作小組應于報名截止后10個工作日內(nèi)完成申報材料審核，具體程序如下：
(1)對項目主體提交的申報材料進行完整性、合規(guī)性審查;
(2)匯總本行政區(qū)域內(nèi)新能源項目建設、電力市場及本年度申報項目相關信息;
(3)歸集項目所屬控股單位信息;
(4)實施市場集中度動態(tài)監(jiān)測，防范市場壟斷風險。
2.材料補正機制
對于申請材料不齊全或者不符合規(guī)定形式的，一次告知項目主體需要補正的全部內(nèi)容;申報主體應在3個工作日內(nèi)補齊，并申請再次審核。
(四)公示審核結果
審核結束后，競價工作小組統(tǒng)一匯總通過資質審核的項目名單。在“新能源云”、“網(wǎng)上國網(wǎng)”分別公示審核結果，公示期為5個工作日。
第十八條 競價實施
(一)提交履約保函或履約保險
1.提交時間
公示名單企業(yè)在公示期結束前向市電力公司提交履約保函(明確開具保函信息)或履約保險。
已投產(chǎn)項目參與競價的，無需提交。
2.保函的內(nèi)容
必須包含保函編號、簽發(fā)日期、保函金額、申請人及受益人的名稱、銀行詳細地址、聯(lián)系電話等信息、有效期、保函使用條件等。
3.保函金額計算
保函金額=項目核準裝機容量×本市該類電源過去3年平均發(fā)電利用小時×本市該類電源過去3年平均上網(wǎng)電價×5%。
4.保函有效期
自項目投產(chǎn)后半年內(nèi)有效。
5.退還規(guī)則
未入選項目：競價結果公示后可申請退還保函。
入選項目：全容量投產(chǎn)后可申請退還保函。
未按期投產(chǎn)：若入選項目未按約定時間全容量投產(chǎn)，電網(wǎng)企業(yè)可申請兌付保函，并向保函開立單位出具兌付通知，要求支付款項。
(二)組織主體競價
1.競價申報
(1)競價主體應在交易公告明確的申報時間內(nèi)參與競價，完成競價申報。競價申報后，平臺自動封存全部申報信息，不再更改。
(2)競價主體應當一次性完成全部電量申報(即僅可申報一段電量)，若競價主體提交的報價高于競價上限或低于競價下限，則視為無效申報。
2.價格出清
競價實施邊際價格出清，具體程序如下：
(1)將全部有效申報項目按申報電價由低至高排序，依次累加至申報電量滿足當期競價電量規(guī)模為止;
(2)最終入選項目的申報電價確定為當期競價機制電價;
(3)若最后入選多個主體申報價格相同，可按項目申報電量進行等比例分配。
(4)若最后入選項目分配的電量小于其申報電量的50%，則按照這些(個)入選項目申報電量的50%確定其機制電量。
(5)當年未入選或未參與競價的主體(包括集中式、分布式項目)，可順延至后續(xù)年份參與競價。期間的上網(wǎng)電價全部由市場形成，作為價格接受者開展結算的新能源項目，按照本市相關規(guī)定接受市場形成的價格。
(三)公示競價結果
1.公示時限與平臺
競價工作結束后2個工作日內(nèi)，市電力公司應通過“新能源云”“網(wǎng)上國網(wǎng)”等公共服務平臺，對競選結果進行公示，公示期為5個工作日。
2.公示內(nèi)容要求
(1)單個項目參與競價的，公示信息應當包含：項目名稱、項目類型、入選電量、機制電價、執(zhí)行期限;
(2)通過聚合方式參與競價的，公示信息應當包含：聚合項目名稱、入選總電量、代理項目名稱、代理項目類型、代理項目入選電量、機制電價、執(zhí)行期限。
3.異議處理
(1)競價主體對公示結果有異議的，應當于公示期內(nèi)以書面形式向競價工作小組提出，并附具相關證明材料;
(2)書面異議材料應當載明異議事項、事實依據(jù)及訴求內(nèi)容。
(四)公布競價結果
公示期結束且各方無異議后，報請競價工作小組審定，市發(fā)展改革委審核后予以公布。
(五)簽訂協(xié)議
1.協(xié)議簽訂時限與主體
(1)市電力公司應于競價結果公布后1個月內(nèi)(截止日期為當年12月31日)，與入選項目主體簽訂差價協(xié)議;
(2)通過聚合方式入選的項目，需自行與市電力公司簽訂差價協(xié)議，聚合商配合做好相關工作。
2.協(xié)議必備條款
差價協(xié)議應當載明下列事項：
(一)項目名稱、項目類型、核準(備案)容量;
(二)機制電量總規(guī)模及機制電量規(guī)模占項目預測上網(wǎng)電量的比例;
(三)新能源機制電價、結算參考價;
(四)協(xié)議期限、結算方式;
(五)其他需約定的權利義務事項。
3. 未投產(chǎn)項目特別約定
對于未投產(chǎn)的項目，應在協(xié)議中明確，若實際全容量投產(chǎn)時間晚于申報投產(chǎn)時間6個月及以上，協(xié)議自動失效。
4.協(xié)議期限與續(xù)簽規(guī)則
(1)差價協(xié)議原則上按年度簽訂;
(2)協(xié)議期限屆滿前，雙方未提出書面異議的，協(xié)議自動延期一年，延期次數(shù)不受限制;
(3)任一方對協(xié)議續(xù)簽存在異議的，應于協(xié)議期限屆滿前三十日以書面形式通知對方，并在協(xié)議期屆滿前進行協(xié)商，重新簽訂協(xié)議。
5.協(xié)議文本標準化
(1)“新能源云”平臺應于首次競價實施前完成差價協(xié)議標準化合同模塊開發(fā);
(2)平臺應根據(jù)競價結果自動生成協(xié)議文本，確保條款與公示信息一致。
第十九條 退出機制
已獲得入選資格的新能源項目，在與市電力公司簽訂差價協(xié)議時可自愿申請全部或部分退出執(zhí)行機制電量差價結算，退出部分不再納入機制執(zhí)行范圍，該項目也不得參與后續(xù)年份的機制電價競價。公示結束后一月內(nèi)未主動簽訂差價協(xié)議，視為全部放棄執(zhí)行機制電價。
第六章 監(jiān)督與考核
第二十條 考核機制
(一)履約要求
參與競價并納入增量機制電量的新能源項目，應當嚴格履行申報承諾，按核準(備案)的投產(chǎn)時限完成全容量投產(chǎn)。
(二)投產(chǎn)延遲處理規(guī)則
若項目實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)延遲時間不超過6個月，實際投產(chǎn)日期前的覆蓋電量自動失效、不滾動納入后續(xù)月份。
若項目實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)延遲時間超過3個月、不超過6個月，按延期天數(shù)每日扣除履約保函金額的0.5‰作為違約金，剩余履約保函資金在項目實際投產(chǎn)后退還，扣除的履約保函資金納入本市新能源機制電量差價費。
若實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)時間晚超過6個月，該項目當次競價入選結果作廢，并且取消3年內(nèi)該項目控股單位所有新能源項目競價資格。
(三)不可抗力免責認定
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，項目主體應提供不可抗力因素專項說明報告，經(jīng)競價工作小組討論決定后，可免于考核和取消后續(xù)競價資格。
第二十一條 并網(wǎng)監(jiān)督
(一)接網(wǎng)工程建設監(jiān)督
市電力公司應做好并網(wǎng)服務，仔細梳理2025年6月1日前全容量投產(chǎn)項目的配套電網(wǎng)建設明細，嚴格按照時間節(jié)點做好建設及并網(wǎng)調(diào)試工作，建立并網(wǎng)進度跟蹤機制，按月公開接網(wǎng)工程進展，避免因電網(wǎng)原因導致新能源項目不能按期投產(chǎn)。
(二)項目建設進度監(jiān)督
1.競價工作小組依托國網(wǎng)對外服務信息化平臺，對新能源項目建設進度實施并網(wǎng)監(jiān)督;
2.競價主體應當通過平臺定期填報項目前期工作進展、建設進度情況。
(三)購售電合同銜接要求
結合新能源差價協(xié)議簽訂情況，修訂購售電合同范本，在電源投產(chǎn)前完成合同簽訂協(xié)議。
第二十二條 限制參與競價的規(guī)定
競價主體如發(fā)生以下情況，入選結果無效，三年內(nèi)禁止參加競價：
(一)被行政主管部門責令停產(chǎn)、停業(yè)或進入破產(chǎn)程序;
(二)行政主管部門相關文件確認的禁止競價范圍和處罰期間內(nèi);
(三)近三年存在騙取中標或嚴重違約;
(四)對上海市域內(nèi)發(fā)生的較大及以上電力事故負有責任;
(五)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。
此外，上一次競價公告發(fā)布日至本次競價公告發(fā)布日之間，競價主體對上海市域內(nèi)發(fā)生的一般電力事故負有責任的，取消本次競價資格。
第二十三條 爭議處理
因競價工作實施過程中引起的爭議問題，可向競價工作小組提起申訴，工作小組會商后研究予以明確。
通過聚合商代理參與競價工作的，聚合商視為法定競價主體，發(fā)生爭議時由其代理商的項目單位應首先與聚合商協(xié)商處置。
第二十四條 保密與信息安全
(一)競價主體合規(guī)義務
各競價主體應當依法合規(guī)參與新能源項目競價活動，嚴格履行下列義務：
1.遵守國家電力市場管理法律法規(guī)及本市競價方案，自覺維護新能源項目競價秩序公平競爭秩序;
2.不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實施串通報價、哄抬價格、虛假申報等擾亂市場秩序的行為。
(二)競價工作小組監(jiān)管職責
競價工作小組應當履行下列市場監(jiān)督與風險防控職責：
1.嚴格執(zhí)行保密規(guī)定，不得泄露競價主體申報信息及其他涉密數(shù)據(jù);
2.督促競爭主體簽訂自律公約并規(guī)范執(zhí)行，強化行業(yè)自我約束;
3.履行市場監(jiān)控和風險防控責任，對違反競價方案、串通報價等違規(guī)行為依規(guī)開展監(jiān)測。
第七章 附則
第二十五條 解釋權
本方案由上海市發(fā)展和改革委員會負責解釋。
附件3
上海市電力市場成本調(diào)查工作方案
第一章 總則
第一條 目的依據(jù)
為規(guī)范電力市場成本調(diào)查行為，合理確定發(fā)電成本、完善電價形成機制，提高政府價格決策的科學性、公正性和透明度，根據(jù)《中華人民共和國價格法》、《政府制定價格成本監(jiān)審辦法》(國家發(fā)展改革委令第8號)等有關規(guī)定，制定本方案。
第二條 適用范圍
本方案適用于本市行政區(qū)域內(nèi)，政府開展發(fā)電價格管理過程中，對燃煤、燃氣、燃油、新能源等發(fā)電項目實施的成本調(diào)查行為。
第三條 基本原則
(一)合法性原則
計入成本的費用應當符合《中華人民共和國會計法》等有關法律法規(guī)、國家有關財務制度和國家價格監(jiān)管制度等規(guī)定。
(二)相關性原則
計入成本的費用應當限于發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營活動的直接費用或者需要分攤的間接費用。
(三)合理性原則
計入成本的費用應當反映生產(chǎn)經(jīng)營活動的正常需要，并按照合理方法和標準核算。影響成本水平的主要技術、經(jīng)濟指標應當符合行業(yè)標準或者公允水平。
第二章 調(diào)查流程
第四條 責任主體
市價格主管部門負責組織實施成本調(diào)查工作，履行主體責任，對成本調(diào)查結論負責。
第五條 調(diào)查對象
調(diào)查對象應當以滿足發(fā)電并網(wǎng)運行一個完整會計年度以上的單一項目為主體。調(diào)查數(shù)據(jù)應當以經(jīng)會計師事務所、審計部門或稅務部門審計(審核)的年度財務會計報告、手續(xù)齊備的會計憑證、賬簿，以及發(fā)電企業(yè)提供的真實、完整、有效的其他相關資料為基礎。
第六條 調(diào)查程序
(一)資料收集
價格主管部門向發(fā)電企業(yè)下達《成本調(diào)查函》，明確調(diào)查范圍、調(diào)查期間，以及需要提供的資料等內(nèi)容，發(fā)電企業(yè)根據(jù)要求應在10個工作日內(nèi)提交相關資料，并對所提供資料的真實性、合法性、完整性負責。
(二)實地調(diào)查
價格主管部門按照規(guī)定進駐企業(yè)現(xiàn)場，開展一致性、相關性、合法性和合理性調(diào)查，查閱、復制有關資料，實地調(diào)查了解發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營情況。
(三)出具報告
價格主管部門在實地調(diào)查的基礎上，形成調(diào)查初步意見并征求發(fā)電企業(yè)意見，最后根據(jù)各項目調(diào)查情況匯總，出具《成本調(diào)查報告》。
第三章 調(diào)查成本構成與歸集
第七條 發(fā)電企業(yè)項目成本構成
新能源發(fā)電項目成本由資產(chǎn)折舊及攤銷費、材料修理費、職工薪酬、財務費用和其他運營費用構成。燃煤、燃氣、燃油等其他發(fā)電項目成本構成內(nèi)容及歸集辦法另行明確。
(一)折舊及攤銷費
折舊及攤銷費指與發(fā)電相關的固定資產(chǎn)原值、無形資產(chǎn)原值按照規(guī)定的折舊和攤銷年限直線計提的費用，包括管理費用和銷售費用中的折舊及攤銷費。
1.固定資產(chǎn)原值原則上按照歷史成本核定，按規(guī)定進行過清產(chǎn)核資的，按財政或國有資產(chǎn)監(jiān)督管理部門認定的各類固定資產(chǎn)價值確認。政府無償投入、政府補助或者社會無償投入等形成的固定資產(chǎn)，從主業(yè)分離出去的輔業(yè)或者多種經(jīng)營等形成的固定資產(chǎn)，相關折舊不計入調(diào)查成本。
2.固定資產(chǎn)折舊年限參照行業(yè)標準確定。無形資產(chǎn)中特許經(jīng)營權費用按特許經(jīng)營年限分攤。土地使用權費隨建筑物提取折舊。海域使用權費按照使用權年限分攤。
3.多個新能源發(fā)電項目存在共用設備設施的，應按照裝機容量、發(fā)電量或收入的比例分攤計入相關成本。
(二)材料修理費
材料費、修理費按照調(diào)查期間平均水平計入成本，如有長期協(xié)議的，按照協(xié)議年限分攤計入成本。
(三)職工薪酬
職工薪酬包括職工工資、社會保險費、福利費、工會經(jīng)費、職工教育經(jīng)費、住房公積金和其他人員支出等。職工薪酬按照調(diào)查期間最末一年水平計入。部分人員身兼多個項目職務的，其人員費用按照工作量或收入的比例分攤計入相關項目。
(四)財務費用
財務費用包括項目在生產(chǎn)經(jīng)營過程中發(fā)生的利息收支、匯兌損益、金融機構手續(xù)費以及籌資過程中發(fā)生的其他財務費用。利息支出參考同期全國銀行間同業(yè)拆借中心公布的貸款市場報價利率(LPR)水平確定。自有資本金比例未達國家要求的部分，借款利息不計入成本。
(五)其他運營費用
其他費用按照實際發(fā)生數(shù)剔除不合理因素后的調(diào)查期間平均值計入。管理費用、銷售費用需要分攤的，可按照項目裝機容量、發(fā)電量或收入的比例分攤計入成本，也可參考市場公允形成的單位裝機容量管理費用計入成本。
(六)不得計入調(diào)查成本的費用
1.雖與發(fā)電業(yè)務有關但由政府補助、政策優(yōu)惠、社會無償捐贈或有其他收入來源補償?shù)馁M用;
2.各類贊助、滯納金、違約金、罰款;
3.向上級公司或管理部門上交的利潤性質的管理費用、代上級公司或管理部門繳納的各項費用、向出資人支付的利潤分成以及對附屬單位的補助支出等;
4.其他不計入新能源發(fā)電成本的不合理費用。
(七)單獨列示費用
儲能配套項目的折舊及相關費用、新能源發(fā)電項目在開發(fā)或運行中的非技術成本，在調(diào)查補充事項中予以單獨列示。
第八條 發(fā)電企業(yè)電量
(一)發(fā)電量數(shù)據(jù)以上海市電力公司計量為準，上網(wǎng)電量數(shù)據(jù)以結算單為準。電量數(shù)據(jù)按照調(diào)查期間平均水平確定。
(二)全額上網(wǎng)的項目廠用電率，區(qū)分發(fā)電類型確定。
(三)新能源項目棄電損失，因電網(wǎng)限電導致的電量損失，按合理比例(如歷史均值)計算;因發(fā)電企業(yè)自身運營問題導致的停機電量損失，不計入調(diào)查電量。
第四章 附則
第九條 經(jīng)營者義務
發(fā)電企業(yè)應當建立健全獨立的項目成本核算制度，完整準確記錄發(fā)電項目的生產(chǎn)經(jīng)營成本和收入。
發(fā)電企業(yè)應當配合價格主管部門的成本調(diào)查工作，客觀如實反映情況，提供的資料主要包括下列內(nèi)容：
(一)經(jīng)營者基本情況：1.主營業(yè)務和其他業(yè)務;2.經(jīng)營管理方式;3.組織機構設置。
(二)項目基本情況：1.立項文件;2.投資及電量情況;3.借款和利息臺賬及相關合同、文件。
(三)會計核算及財務資料：1.財務決算報表、審計報告;2.至末級科目余額表;3.收入和成本費用明細賬。
(四)發(fā)電成本調(diào)查表：成本調(diào)查表及涉及的成本項目核算方法、成本費用分攤依據(jù)。
(五)資產(chǎn)類資料：1.固定資產(chǎn)、使用權資產(chǎn)和無形資產(chǎn)卡片清單;2.工程決算報告;3.主要設備采購合同。
(六)電量類資料：1.發(fā)電量、上網(wǎng)電量及單價、電力銷售收入等;2.廠用電量計量數(shù)據(jù);3.市場化交易電量與保障性收購電量劃分等。
(七)政府補貼明細。
(八)與發(fā)電成本有關的其他資料。
第十條 調(diào)查紀律
成本調(diào)查工作人員不得將獲得的經(jīng)營者成本資料用于價格監(jiān)管以外的任何其他目的，不得泄露經(jīng)營者的商業(yè)秘密。成本調(diào)查工作人員與經(jīng)營者有利害關系的，應當回避。
第十一條 解釋權
本方案由上海市發(fā)展和改革委員會負責解釋。
《關于上海市貫徹落實新能源上網(wǎng)電價市場化改革有關事項的通知》政策解讀
1.《通知》出臺的主要背景是什么?
黨的二十屆三中全會提出，完善主要由市場供求關系決定要素價格機制，推進能源等領域價格改革，健全綠色低碳發(fā)展機制。為貫徹落實黨的二十屆三中全會決策部署，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源行業(yè)高質量發(fā)展，促進能源綠色低碳轉型，2025年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)，推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，并要求各省市在2025年底前出臺實施方案。根據(jù)國家要求，結合本市新能源行業(yè)發(fā)展實際情況，市發(fā)展改革委研究制定了本《通知》。
2.《通知》的主要內(nèi)容是什么?
《通知》主要包括以下三部分內(nèi)容：
一是推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。新能源上網(wǎng)電量全部參與市場交易，通過市場交易形成上網(wǎng)電價。健全中長期、現(xiàn)貨市場交易和價格機制，滿足新能源參與市場交易的條件。完善電網(wǎng)企業(yè)代理購電機制，由電網(wǎng)企業(yè)以市場化方式采購新能源上網(wǎng)電量，作為代理購電電量來源。
二是建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。對于納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)按照規(guī)定開展場外結算，結算費用納入本市系統(tǒng)運行費。區(qū)分存量項目和增量項目分類施策：存量項目機制電量、機制電價妥善銜接現(xiàn)行政策，增量項目機制電量、機制電價通過市場化競價方式合理確定。
三是完善市場跟蹤與部門協(xié)作工作機制。加強部門協(xié)作分工，做好配套政策宣貫培訓、差價協(xié)議簽訂、信息平臺開發(fā)等工作，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。
3.本市哪些新能源項目需要參與市場交易?
2025年底前，本市集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發(fā)電等新能源項目上網(wǎng)電量全部參與市場交易，通過交易形成上網(wǎng)電價。
4.本市新能源項目參與市場交易的形式是什么?
新能源項目可報量報價直接參與市場，也可以聚合后參與市場，未直接或聚合參與市場的，默認作為“價格接受者”，接受市場形成的價格。參與市場交易的市場注冊、交易方式、交易結算等具體事項，按照本市電力直接交易、綠電交易等規(guī)則開展，可通過上海電力交易平臺(網(wǎng)址：https://pmos.sh.sgcc.com.cn)、電力交易服務熱線(400-18-95598)咨詢辦理。
5.什么是新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制?
新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制是新能源參與電力市場交易后，在市場外建立的一種差價結算機制。對納入機制的電量，市電力公司將按照機制電價開展差價結算，當市場交易均價低于機制電價時給予差價補償、高于機制電價時扣除差價，結算費用納入本市系統(tǒng)運行費。新能源進入市場后，收益模式轉變，這一“多退少補”的差價結算方式，有利于給予企業(yè)合理穩(wěn)定的預期，促進行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展。
本市新能源可持續(xù)發(fā)展差價結算工作方案作為《通知》附件同步印發(fā)。
6.本市存量項目、增量項目的機制電量規(guī)模、機制電價分別是多少?
2025年6月1日(不含)前全容量并網(wǎng)的存量項目：最高按年度電量總規(guī)模的100%納入機制電量，年度電量總規(guī)模原則上按照該項目近3年上網(wǎng)電量均值確定;機制電價統(tǒng)一為0.4155元/千瓦時。
2025年6月1日(含)后全容量并網(wǎng)的增量項目：年度機制電量總規(guī)模根據(jù)國家下達本市的年度非水電可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素合理確定，單個項目機制電量規(guī)模、機制電價通過市場化競價方式形成，按照本市當年度開展競價后發(fā)布的競價結果公告確定。
本市新能源增量項目機制電價競價工作方案作為《通知》附件同步印發(fā)。
7.新能源增量項目競價工作如何開展?
增量項目競價工作于每年10月份左右定期開展。
市發(fā)展改革委將提前向社會發(fā)布競價公告，明確競價的電量規(guī)模、申報充足率、申報價格上下限等事項，符合要求的新能源項目均可參與。競價全程通過線上辦理，屆時集中式項目、分布式項目可分別登錄“新能源云(網(wǎng)址：https://sgnec.sgcc.com.cn/)”“網(wǎng)上國網(wǎng)APP”等平臺完成網(wǎng)上申報、資質審核、參與競價等流程。
現(xiàn)階段，本市各類風力、光伏、生物質等新能源增量發(fā)電項目統(tǒng)一競價，競價時按照報價從低到高確定入選項目，機制電價按照入選項目最高報價確定，不高于競價上限。
8.本次改革對本市終端用戶用電價格有什么影響?
本市居民、農(nóng)業(yè)用戶繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價，電價水平將保持穩(wěn)定。
工商業(yè)用戶通過市場化方式購電，新能源入市后，電力市場交易品種更加豐富，交易更加活躍，工商業(yè)用戶將有更多機會購買到清潔低碳的綠色電力，購電價格也有望穩(wěn)中有降。
9.本次改革對戶用分布式光伏項目上網(wǎng)電價有什么影響?
本次改革后，戶用分布式光伏項目可直接或聚合參與市場交易，通過交易形成上網(wǎng)電價，或是接受市場形成的價格。納入機制的，按照機制電價差價結算規(guī)則開展結算。
本市戶用分布式光伏存量項目機制電價與原上網(wǎng)電價0.4155元/千瓦時保持一致，因此機制電量差價結算后，戶用分布式光伏項目度電收益基本穩(wěn)定。增量項目如競價獲得機制電量，納入機制的上網(wǎng)電量同樣享受機制保障;如未獲得機制電量，則上網(wǎng)電價全部由市場形成。
10.享有財政補貼的新能源項目，補貼政策是否有變化?
本市享有財政補貼的項目，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。新能源項目全量入市以及開展差價結算，不影響財政補貼政策的執(zhí)行。
