上海“136号文”发布：存量项目机制电价0.4155元/kWh，最高100%纳入

　　储能中国网获悉，8月5日，上海市发改委发布《关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事项的通知》，并随通知同步下发了《上海市新能源可持续发展差价结算工作方案》、《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》、《上海市电力市场成本调查工作方案》。

　　《通知》主要内容

　　一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源上网电量全部参与市场交易，通过市场交易形成上网电价。健全中长期、现货市场交易和价格机制，满足新能源参与市场交易的条件。完善电网企业代理购电机制，由电网企业以市场化方式采购新能源上网电量，作为代理购电电量来源。

　　二是建立新能源可持续发展价格结算机制。对于纳入机制的电量，由电网企业按照规定开展场外结算，结算费用纳入本市系统运行费。区分存量项目和增量项目分类施策：存量项目机制电量、机制电价妥善衔接现行政策，增量项目机制电量、机制电价通过市场化竞价方式合理确定。

　　三是完善市场跟踪与部门协作工作机制。加强部门协作分工，做好配套政策宣贯培训、差价协议签订、信息平台开发等工作，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。

　　哪些新能源项目需要参与市场交易?

　　2025年底前，本市集中式光伏、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参与市场交易，通过交易形成上网电价。

　　新能源项目参与市场交易的形式是什么?

　　新能源项目可报量报价直接参与市场，也可以聚合后参与市场，未直接或聚合参与市场的，默认作为“价格接受者”，接受市场形成的价格。

　　存量项目、增量项目的机制电量规模、机制电价分别是多少?

　　2025年6月1日(不含)前全容量并网的存量项目：最高按年度电量总规模的100%纳入机制电量，年度电量总规模原则上按照该项目近3年上网电量均值确定;机制电价统一为0.4155元/千瓦时。

　　2025年6月1日(含)后全容量并网的增量项目：年度机制电量总规模根据国家下达本市的年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素合理确定，单个项目机制电量规模、机制电价通过市场化竞价方式形成，按照本市当年度开展竞价后发布的竞价结果公告确定。

　　新能源增量项目竞价工作如何开展?

　　增量项目竞价工作于每年10月份左右定期开展。

　　市发展改革委将提前向社会发布竞价公告，明确竞价的电量规模、申报充足率、申报价格上下限等事项，符合要求的新能源项目均可参与。

　　现阶段，本市各类风力、光伏、生物质等新能源增量发电项目统一竞价，竞价时按照报价从低到高确定入选项目，机制电价按照入选项目最高报价确定，不高于竞价上限。

　　本次改革对本市终端用户用电价格有什么影响?

　　本市居民、农业用户继续执行现行目录销售电价，电价水平将保持稳定。

　　工商业用户通过市场化方式购电，新能源入市后，电力市场交易品种更加丰富，交易更加活跃，工商业用户将有更多机会购买到清洁低碳的绿色电力，购电价格也有望稳中有降。

　　本次改革对户用分布式光伏项目上网电价有什么影响?

　　本次改革后，户用分布式光伏项目可直接或聚合参与市场交易，通过交易形成上网电价，或是接受市场形成的价格。纳入机制的，按照机制电价差价结算规则开展结算。

　　本市户用分布式光伏存量项目机制电价与原上网电价0.4155元/千瓦时保持一致，因此机制电量差价结算后，户用分布式光伏项目度电收益基本稳定。增量项目如竞价获得机制电量，纳入机制的上网电量同样享受机制保障;如未获得机制电量，则上网电价全部由市场形成。

　　享有财政补贴的新能源项目，补贴政策是否有变化?

　　本市享有财政补贴的项目，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。新能源项目全量入市以及开展差价结算，不影响财政补贴政策的执行。

　　关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事项的通知

　　国网上海市电力公司，上海电力交易中心，各有关经营主体：

　　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)有关要求，推动新能源公平参与电力市场交易，促进新能源高质量可持续发展，结合工作实际，现就深化本市新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下:

　　一、推动新能源上网电价全面由市场形成

　　1.新能源上网电量全部参与市场交易。2025年底前，本市集中式光伏、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，通过市场交易形成上网电价。(责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市电力公司、上海电力交易中心)

　　2.交易形式。新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可以聚合后参与市场交易，未直接或聚合参与市场交易的，默认接受市场形成的价格。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)

　　3.健全中长期市场交易和价格机制。新能源项目公平参与本市年度、月度以及月内等周期的中长期市场交易。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，并根据实际灵活调整。(责任单位：华东能源监管局，市经济信息化委、市发展改革委、上海电力交易中心)

　　4.探索组织开展多年期交易。鼓励新能源发电企业与电力用户、绿电需求企业签订多年期购电协议、多年期绿电交易协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。(责任单位：华东能源监管局，市发展改革委、市经济信息化委、上海电力交易中心)

　　5.完善现货市场交易和价格机制。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方式。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑本市工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，由市价格主管部门另行明确。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)

　　6.完善电网企业代理购电机制。新能源上网电量不再作为保量保价优先发电，电网企业可通过市场化方式采购新能源上网电量，用于匹配居民、农业、代理购电工商业用户用电。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)

　　二、建立新能源可持续发展价格结算机制

　　7.机制电价差价结算。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，明确纳入机制的新能源项目的电量规模、机制电价、执行期限等。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，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入本市系统运行费。新能源可持续发展差价结算工作方案见附件1。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)

　　8.存量项目的电量规模、机制电价和执行期限。(1)电量规模。2025年6月1日(不含)前全容量并网的存量项目，电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关政策。新能源项目在规模范围内，每年签订差价协议，自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。未签订差价协议或未自主确定的，默认按照该项目可选最高比例和规模上限执行。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于本市燃煤基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)

　　9.增量项目的电量规模、机制电价和执行期限。(1)电量规模。2025年6月1日(含)后全容量并网的增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达本市的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少;未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。增量项目第一年纳入机制的电量占全市新能源上网电量的比例，与存量项目适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，适当低于其全部发电量。(2)机制电价，由市价格主管部门每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制电价执行范围的项目自愿参与竞价形成，对成本差异大的按技术类型分类组织。初期，本市各类光伏、风电、生物质发电项目原则上统一竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、不高于竞价上限。(3)执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，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。新能源增量项目机制电价竞价工作方案见附件2。(责任单位：市发展改革委、市经济信息中心、市电力公司)

　　10.增量项目竞价上下限。竞价上限由市价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑新能源项目成本调查结果、新能源EPC市场报价、避免无序竞争等因素设定竞价下限。电力市场成本调查工作方案见附件3。(责任单位：市发展改革委、市价监成调队)

　　11.结算方式。纳入机制的电量应当分解至月度，由电网企业每月按机制电价开展差价结算;初期不再开展其他形式的差价结算。非电力现货市场连续运行期间，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。电力现货市场连续运行期间，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。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)

　　12.退出规则。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。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)

　　13.特殊项目。已通过竞争性配置明确上网电价的海上风电项目，上网电价继续按照现行政策执行。已核准或备案的海上光伏项目，竞争性配置相关文件中已明确上网电价的，则该上网电价为机制电价，不再参与竞价，纳入机制的电量规模参照存量项目相关规定确定。深远海风电等项目有关规定另行明确。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)

　　三、完善市场跟踪与部门协作工作机制

　　14.加强政策宣传解读。多渠道开展政策宣贯培训，帮助各类经营主体熟悉交易、结算和竞价的规则和流程，提升新能源项目参与市场的能力。强化沟通协调，及时回应社会关切，凝聚改革共识。(责任单位：市发展改革委、市经济信息中心、市电力公司、上海电力交易中心)

　　15.加强组织落实。电网企业应与新能源项目签订差价协议，及时建立或更新纳入机制的新能源项目台账。优化电力市场电费、市场外机制差价费用结算流程，做好新能源项目电费结算、平台开发等工作，抓紧开展计量装置改造与升级，满足新能源项目参与市场交易的计量条件。(责任单位：市电力公司)

　　16.建立电价监测和风险防范机制。加强新能源交易价格监测，评估价格波动的合理性。当市场交易价格出现异常波动时，及时向市价格、能源等主管部门报告，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。(责任单位：市电力公司、上海电力交易中心)

　　17.强化电力市场政策协同。修订完善电力市场相关规则，做好新能源上网电价市场化改革与本市新能源发展规划目标、能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益，对应绿证统一划转至本市专用绿证账户。如国家出台新的相关政策文件，按国家新规定执行。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)

　　本通知试行至2026年底。

　　附件:1.上海市新能源可持续发展差价结算工作方案

　　2.上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案

　　3.上海市电力市场成本调查工作方案

　　上海市发展和改革委员会

　　2025年7月30日