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各設(shè)區(qū)市發(fā)展改革委，國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，江蘇電力交易中心，各有關(guān)經(jīng)營主體：

為貫徹落實《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）要求，平穩(wěn)有序推進我省新能源上網(wǎng)電價市場化改革，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，結(jié)合江蘇實際，制定以下實施方案。

一、新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

2026年1月1日起，全省新能源項目（光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價直接參與市場交易，也可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。根據(jù)電力市場建設(shè)和行業(yè)發(fā)展實際，適時推動生物質(zhì)發(fā)電等其他新能源發(fā)電項目參與電力市場交易。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按國家跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。

完善市場交易機制。參與市場交易的新能源項目，可參與年度（多年）、月度（多月）、月內(nèi)、日以上等電力中長期交易，公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。不斷完善中長期交易規(guī)則，允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，自主確定中長期合同的量價、曲線等。新能源項目中長期交易申報電量上限，現(xiàn)階段按照機組額定容量扣減機制電量對應(yīng)容量后的上網(wǎng)能力確定。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，形成相對穩(wěn)定的供需關(guān)系。新能源項目參與市場后，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)的財政補貼標準，按國家原有規(guī)定執(zhí)行。

完善市場價格形成機制。適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報、出清價格上限，考慮當前省內(nèi)工商業(yè)用戶尖峰電價水平和市場電源發(fā)電成本等因素，暫定為1.5元/千瓦時，申報、出清價格下限，考慮新能源發(fā)展需要和市場建設(shè)實際等因素，暫定為0元/千瓦時，并將根據(jù)新能源項目在電力市場外獲得其他收益和市場運行情況，適時進行調(diào)整。默認接受市場形成價格的新能源項目，電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算運行期間，現(xiàn)階段結(jié)算價格按照發(fā)電側(cè)實時市場同類項目日加權(quán)均價確定，乘以日電量后，通過月度加權(quán)方式結(jié)算，具備分時計量條件后，結(jié)算價格參照發(fā)電側(cè)實時市場同類項目分時加權(quán)均價確定；電力現(xiàn)貨市場未整月結(jié)算運行期間，結(jié)算價格根據(jù)我省月度競價同類項目加權(quán)均價確定。

二、建立支持新能源高質(zhì)量發(fā)展制度機制

建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機制。區(qū)分存量項目和增量項目，分別明確納入機制的電價水平、電量規(guī)模和執(zhí)行期限等。

（一）存量項目

2025年6月1日以前已全容量并網(wǎng)的新能源項目為存量項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風(fēng)電項目，視同存量項目。集中式新能源項目、10千伏及以上全額上網(wǎng)的分布式新能源項目，全容量并網(wǎng)時間以并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂時間為準；除10千伏及以上全額上網(wǎng)分布式項目外的分布式新能源項目，全容量并網(wǎng)時間以省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間為準。具體項目由電網(wǎng)企業(yè)配合能源主管部門組織認定。

電量規(guī)模。妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的電量規(guī)模政策，新能源項目機制電量占其上網(wǎng)電量的比例不高于90%；戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。參與過綠電交易的新能源項目的機制電量比例，以前述比例為基礎(chǔ)，扣減綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例確定。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。

機制電價。存量項目機制電價參考我省燃煤發(fā)電基準價0.391元/千瓦時執(zhí)行。

執(zhí)行期限。按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份與全容量投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份兩者中較早者確定（原特許權(quán)風(fēng)電項目投產(chǎn)發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時）。到期后，存量項目不再執(zhí)行機制電價。

（二）增量項目

2025年6月1日起全容量并網(wǎng)且未納入過機制的新能源項目，由省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心，在全省范圍內(nèi)統(tǒng)一組織開展增量新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格機制競價。

競價分類。綜合新能源項目建設(shè)成本和運行特性，暫分為海上風(fēng)電項目（含海上風(fēng)光同場項目）、其他風(fēng)電項目和光伏項目（含其他海上光伏項目）兩類。

電量規(guī)模。每年新增納入機制的電量規(guī)模，由省發(fā)展改革委會同省能源局，結(jié)合國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況和用戶承受能力等因素予以明確，具體以每次競價公告為準。為引導(dǎo)新能源項目充分競爭，降低全社會用能成本，競價申報電量規(guī)模，按照不低于每年機制電量總規(guī)模的125%設(shè)定，如全部競價項目申報電量低于機制電量總規(guī)模的125%，機制電量總規(guī)模相應(yīng)縮減；單個項目競價電量申報比例上限，不高于其預(yù)計年度上網(wǎng)電量的90%。

機制電價。競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定競價下限，具體以每次競價公告為準。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，不得低于競價下限。價格相同時，按照申報時間優(yōu)先確定排序，直至滿足競價總規(guī)模。最后一個入選項目，按照中標價格的申報容量納入機制電量。

執(zhí)行期限。增量項目執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，具體以每次競價公告為準。增量項目執(zhí)行機制電價前，必須滿足可觀、可測、可調(diào)、可控條件且已投產(chǎn)。到期后，不再執(zhí)行機制電價。

（三）結(jié)算方式

省發(fā)展改革委委托省電力公司，開展新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格機制結(jié)算。對納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，新能源項目市場交易均價低于或高于機制電價的部分，納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。市場交易均價，電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算運行期間，按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)均價確定；電力現(xiàn)貨市場未整月結(jié)算運行期間，根據(jù)月度競價同類項目加權(quán)均價確定。機制電量分解至月度執(zhí)行，根據(jù)新能源項目每月實際上網(wǎng)電量，并區(qū)分存量項目和增量項目不同的機制電量比例進行確定。現(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。

（四）調(diào)減和退出

已納入機制的新能源項目，可在每年開展競價前，自主通過電網(wǎng)企業(yè)“新能源云”平臺或“網(wǎng)上國網(wǎng)”App，申請下調(diào)次年機制電量比例，調(diào)低比例部分，不得再次申請納入機制執(zhí)行范圍。已納入機制的新能源項目，在執(zhí)行期限內(nèi)，可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期或在執(zhí)行期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

三、強化新能源市場化改革與有關(guān)政策的協(xié)同

（一）強化與電力現(xiàn)貨市場、綠電綠證交易的協(xié)同

推動完善現(xiàn)貨市場結(jié)算方式，逐步將現(xiàn)行差量結(jié)算方式調(diào)整為差價結(jié)算方式，更好適應(yīng)電力市場發(fā)展需要。完善綠電交易規(guī)則，綠電交易以雙邊協(xié)商方式為主，也可選擇掛牌方式，應(yīng)分別明確電能量價格和綠證價格，鼓勵發(fā)用雙方簽訂多年期綠電購買協(xié)議。納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不再參與綠電交易，不重復(fù)獲得綠證收益，對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)至省級賬戶，并結(jié)合國家部署和用戶需求，探索建立省級賬戶綠證分配和交易機制。

（二）強化與競爭性配置、配置儲能政策的協(xié)同

鼓勵新能源項目建設(shè)運營商綜合考慮新能源項目出力特性、調(diào)節(jié)性能等實際，自愿配建或租賃儲能設(shè)施，與新能源項目協(xié)同發(fā)揮作用，提高市場獲利能力。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。2025年6月1日以前已并網(wǎng)的新能源存量項目，繼續(xù)執(zhí)行我省配置儲能有關(guān)政策要求。推動新型儲能參與電能量市場、輔助服務(wù)市場，有序建立可靠容量補償機制，探索建設(shè)容量市場，對電力系統(tǒng)可靠容量給予合理補償。

四、保障措施

（一）加強政策宣傳。省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司加強對各地的指導(dǎo)，開展改革政策宣傳解讀，跟蹤政策執(zhí)行進展，積極回應(yīng)社會關(guān)切。各設(shè)區(qū)市發(fā)展改革委會同當?shù)毓╇姽荆浜献龊谜咝麄骱捅镜匦履茉错椖块_展增量項目競價等工作的告知。

（二）提升支撐能力。省電力公司要通過營業(yè)網(wǎng)點、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App等渠道，認真做好存量項目差價結(jié)算協(xié)議簽訂，未簽訂差價結(jié)算協(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；與通過競價方式納入機制電量的增量項目，及時完成差價結(jié)算協(xié)議簽訂；持續(xù)完善新能源項目管理、計量、并網(wǎng)、結(jié)算等服務(wù)，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制執(zhí)行結(jié)果，進行單獨歸集。省電力公司負責(zé)建立并運行增量項目機制電價競價系統(tǒng)，省電力交易中心負責(zé)健全電力交易平臺，按要求進行電力市場交易信息披露，堅持公開透明，優(yōu)化市場服務(wù)能力。

（三）做好跟蹤評估。省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心按照各自職責(zé)，密切跟蹤電力市場交易價格波動、新能源項目發(fā)電成本和收益變化、用戶電價水平變化等，適時評估改革影響，及時總結(jié)改革成效，優(yōu)化調(diào)整政策措施。

本方案自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。

                                                                                                                                        江蘇省發(fā)展改革委

                                                                                                                                         2025年10月15日

附件1：

江蘇省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制實施細則

第一章   總    則

第一條 為貫徹落實國家發(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）和《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》（以下簡稱《方案》）要求，平穩(wěn)實施新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，穩(wěn)定新能源項目收益預(yù)期，助推新能源項目公平參與電力市場交易，制定本細則。

第二條 本細則適用于直接接入江蘇電網(wǎng)的存量與增量風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電項目。源網(wǎng)荷儲一體化、微電網(wǎng)、綠電直連等新型主體和增量配電網(wǎng)內(nèi)部建設(shè)的風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電項目自身無法消納的電量，應(yīng)參與電力市場交易，按照市場規(guī)則結(jié)算，不適用本細則。

第三條 新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，區(qū)分存量項目和增量項目分類施策。存量項目是指2025年6月1日（不含）以前已全容量并網(wǎng)的新能源項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風(fēng)電項目，視同存量項目。增量項目是指2025年6月1日（含）起已全容量并網(wǎng)且未納入過機制的新能源項目。

第四條 納入機制的新能源項目需與省電力公司完成機制電價差價協(xié)議簽訂工作，明確納入機制的新能源項目電價水平、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等內(nèi)容。存量項目，在差價結(jié)算協(xié)議簽訂前，按最新電價政策執(zhí)行。增量項目，按照《江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則》執(zhí)行。

第二章    機制電量

第五條 存量新能源項目機制電量占其上網(wǎng)電量的比例不高于90%；戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。新能源項目在前述規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例按照前述同類項目比例，扣減綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例確定。綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例，按該項目2025年1-5月綠電交易結(jié)算電量占其上網(wǎng)電量的比例和全省2025年1-5月新能源綠電交易結(jié)算電量占全省新能源上網(wǎng)電量的比例兩者中較小者確定。首年未自主確定機制電量比例的新能源項目，默認按同類別項目的最高比例執(zhí)行；以后年度未申報調(diào)整機制電量的新能源項目，視為按該項目上一年比例執(zhí)行。

第六條 增量項目通過競價獲得機制電量，競價分類暫分為海上風(fēng)電項目（含海上風(fēng)光同場項目，下同）、其他風(fēng)電和光伏項目（含其他海上光伏項目，下同）兩類。機制電量總規(guī)模根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況、用戶承受能力等因素確定。單個增量項目機制電量規(guī)模，通過競價方式分類形成。

第七條 鼓勵分布式項目自主申報或通過聚合商申報機制電量，不申報機制電量的增量項目，視為不參與機制電量。

第八條 機制電量分解至月度執(zhí)行。

存量項目各月結(jié)算電量=各月實際上網(wǎng)電量×年度機制電量比例。增量項目各月結(jié)算電量=各月實際上網(wǎng)電量×固定比例，其中：固定比例=年度機制電量÷預(yù)計年度上網(wǎng)電量，預(yù)計年度上網(wǎng)電量=項目裝機容量×全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例。全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例，具體以每次競價公告為準。

增量項目當年已結(jié)算機制電價的電量累計達到年度機制電量規(guī)模，當月超過部分和后續(xù)月份不再執(zhí)行機制電價；年底未達到年度機制電量規(guī)模，不足部分電量不再執(zhí)行機制電價，不跨年滾動。

第九條 納入機制的電量不再參與綠電交易，不重復(fù)獲得綠證收益，對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)至省級賬戶，并結(jié)合國家部署和用戶需求，探索建立省級賬戶綠證分配和交易機制。

第十條 新能源項目全容量并網(wǎng)時間，集中式新能源項目、10千伏及以上全額上網(wǎng)的分布式新能源項目，以并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂的時間為準；除10千伏及以上全額上網(wǎng)分布式項目外的分布式新能源項目，以省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間為準。

2025年6月1日起，對原有備案證剩余未并網(wǎng)容量申請并網(wǎng)的，應(yīng)作為增量項目，參與機制電價競價。存量項目如申請原有備案證新增容量并網(wǎng)，新增容量部分，需向當?shù)卣袠I(yè)主管部門重新備案后，作為增量項目，參與機制電價競價。增量項目備案證容量需全容量并網(wǎng)，方可參與機制電價競價。具體由電網(wǎng)企業(yè)配合能源主管部門組織認定。

第三章    機制電價

第十一條 存量項目機制電價，參照我省燃煤發(fā)電基準價0.391元/千瓦時執(zhí)行。

第十二條 增量項目機制電價，每年組織已全容量并網(wǎng)和預(yù)計于次年底前全容量并網(wǎng)，且均未納入過機制執(zhí)行范圍的新能源項目，自愿參與競價形成。競價上下限，由省發(fā)展改革委于每年開展增量項目競價前制定并發(fā)布。

第十三條 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，按照國家原有規(guī)定執(zhí)行。

第十四條 參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照國家跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。

第四章    執(zhí)行期限

第十五條 存量項目執(zhí)行期限，按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份（具體到月）與全容量投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份（具體到月）兩者中較早者確定（原特許權(quán)風(fēng)電項目發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時）。存量項目因共用計量裝置無法確定全生命周期合理利用小時數(shù)的，按照投產(chǎn)滿20年確定。依據(jù)《財政部 國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于〈關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關(guān)事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）規(guī)定，海上風(fēng)電項目、其他風(fēng)電項目和光伏項目全生命周期合理利用小時數(shù)分別為52000小時、36000小時、22000小時，其中國家確定的光伏領(lǐng)跑者基地項目和2019、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數(shù)在全生命周期合理利用小時數(shù)基礎(chǔ)上增加10%。

第十六條 增量項目執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。對于未投產(chǎn)項目，納入機制的增量集中式項目，按進入商業(yè)運營的次月1日、競價申報投產(chǎn)時間的次月1日和入選次年1月1日三者中較晚者起執(zhí)行機制電價；增量分布式項目，按省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間的次月1日、競價申報投產(chǎn)時間的次月1日和入選次年1月1日三者中較晚者起執(zhí)行機制電價。對于已投產(chǎn)項目，納入機制的增量集中式項目，按進入商業(yè)運營的次月1日和入選次年1月1日兩者中較晚者起執(zhí)行機制電價；增量分布式項目，按省電力公司營銷系統(tǒng)中明確全容量并網(wǎng)發(fā)電時間的次月1日和入選次年1月1日兩者中較晚者起執(zhí)行機制電價。

第十七條 納入機制的增量項目執(zhí)行履約保函機制，具體按照《江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則》執(zhí)行。

第十八條 并網(wǎng)運行未滿前述規(guī)定的機制電價執(zhí)行期限，且累計上網(wǎng)電量未超過機制電價執(zhí)行期限小時數(shù)的風(fēng)電場改造升級項目，改造升級工期納入機制電價執(zhí)行年限。改造升級完成后，年度機制電量規(guī)模，不超過改造升級前裝機容量對應(yīng)的機制電量規(guī)模。

第十九條 已納入機制的新能源項目，在機制執(zhí)行期限內(nèi)，可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期或在機制執(zhí)行期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。自愿退出的項目，不得參與后續(xù)年份的機制電價競價。

第二十條 已納入機制的新能源項目，在機制執(zhí)行期限內(nèi)，可自愿減少次年機制電量比例，每年開展增量項目競價前可申請調(diào)減一次。存量項目每次調(diào)減機制電量比例，原則上應(yīng)為10%的整數(shù)倍（直至為0），增量項目每次調(diào)減年度機制電量，原則上為上一年10%的整數(shù)倍（直至為0），增量項目每月執(zhí)行比例，原則上不變更。退出后的機制電量，不再納入后續(xù)機制電量執(zhí)行范圍，剩余機制電量按照調(diào)減后比例計算。

第二十一條 申請減少機制電量的新能源項目，通過電網(wǎng)企業(yè)“新能源云”平臺或“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提出次年機制電量調(diào)減申請，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)在收到申請的15個工作日內(nèi)完成調(diào)整協(xié)議簽約。存量項目未申請調(diào)低機制電量比例的，按上一年比例執(zhí)行；增量項目未申請調(diào)低年度機制電量的，按上一年機制電量執(zhí)行。

第二十二條 納入機制的新能源項目，已投產(chǎn)后如發(fā)生法人變更等信息變更的，應(yīng)及時完成發(fā)電業(yè)務(wù)許可證等手續(xù)變更，同時于信息變更后5個工作日內(nèi)，通過電網(wǎng)企業(yè)“新能源云”平臺或“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提出變更申請，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)在受理變更后的10個工作日內(nèi)，完成差價結(jié)算協(xié)議重簽。如項目信息變更后，超過1個月仍未履行變更手續(xù)的，扣除自發(fā)生變更起至向電網(wǎng)提出變更申請期間的機制電量。未投產(chǎn)項目如法人變更，項目建設(shè)地點、建設(shè)規(guī)模、建設(shè)內(nèi)容發(fā)生重大變更，總投資發(fā)生20%以上變化或者放棄建設(shè)的，需履行變更手續(xù)，已參與的競價結(jié)果失效，需重新參與競價。

第五章    差價結(jié)算

第二十三條 對納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算。市場交易均價低于或高于機制電價的部分，納入“系統(tǒng)運行費用—新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”，由全體工商業(yè)用戶分享或分攤。差價結(jié)算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價）。市場交易均價，在電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算運行后，按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)均價確定；電力現(xiàn)貨市場未整月結(jié)算運行期間，根據(jù)月度競價同類項目加權(quán)均價確定。

第二十四條 省電力交易中心應(yīng)將分時加權(quán)均價、日加權(quán)均價、月度市場交易均價等信息，及時推送省電力公司。差價結(jié)算費用納入新能源項目當月上網(wǎng)電費結(jié)算，省電力公司負責(zé)對納入機制的電量開展差價結(jié)算費用結(jié)算，與市場交易形成的電費合并后，形成電費結(jié)算賬單，并與新能源項目完成電費收支。

第六章 附則

第二十五條 本細則由省發(fā)展改革委負責(zé)解釋。

第二十六條 本細則自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。

附件2：

江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則

第一章    總    則

第一條 為貫徹落實國家發(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）和《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》要求，推動增量新能源項目獲得新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的競價組織工作開展，引導(dǎo)新能源項目有序健康發(fā)展，制定本細則。

第二條 競價工作由省發(fā)展改革委組織開展，按照流程透明化、規(guī)則統(tǒng)一化、操作規(guī)范化的原則，通過公開競價，確定增量項目的機制電價和機制電量，確保競價公平公正公開，有效發(fā)揮新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制對推動新能源高質(zhì)量發(fā)展的積極作用。

第二章    競價組織與參與主體

第三條 省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心，依托“新能源云”平臺和“網(wǎng)上國網(wǎng)”App開展競價工作，包括集中式、分布式新能源項目資格審核和競價等。

集中式新能源項目主要通過“新能源云”平臺提交材料，分布式新能源項目主要通過“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提交材料，完成項目信息和申報價格填報。“新能源云”平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App競價業(yè)務(wù)功能模塊，分別提供模塊入口，材料審核通過的項目銜接傳遞至“新能源云”平臺，實現(xiàn)數(shù)據(jù)貫通和統(tǒng)一出清。

第四條 競價主體和所需提供材料。

（一）主體范圍

1.全容量并網(wǎng)項目。2025年6月1日（含）后、競價公告發(fā)布前全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的集中式、分布式（分散式，下同）新能源項目（不含已明確電價的競爭性配置項目，下同）。

2.承諾并網(wǎng)項目。經(jīng)項目建設(shè)單位自行評估，預(yù)計于次年底前全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的集中式、分布式新能源項目。

3.分布式聚合商。具備合法資質(zhì)，并與所代理項目已簽訂書面競價代理協(xié)議的聚合商。

（二）所需提供材料

1.全容量并網(wǎng)項目。集中式項目應(yīng)提供政府主管部門出具的核準（備案）文件、發(fā)電業(yè)務(wù)許可證（豁免項目除外）、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等材料。分布式項目應(yīng)提供備案文件、購售電合同、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等材料。

2.承諾并網(wǎng)項目。項目應(yīng)提供政府主管部門出具的核準（備案）文件，并提供建成時間承諾書。戶用分布式光伏項目還應(yīng)提供個人身份證明、自有住宅產(chǎn)權(quán)證明等材料。

3.分布式聚合商。分布式聚合商應(yīng)具備聚合分布式電源等資源的能力，與所代理新能源項目簽訂書面競價代理協(xié)議，有固定經(jīng)營場所，有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(wù)等功能的電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)和客戶服務(wù)平臺等。分布式聚合商代理參與競價前，應(yīng)在江蘇電力交易平臺注冊生效。聚合商所聚合的新能源項目，應(yīng)符合現(xiàn)行參與電力市場交易的相關(guān)規(guī)定要求。

第三章    競價電量規(guī)模、價格限制與執(zhí)行期限

第五條 競價電量規(guī)模。

1.首次競價電量規(guī)模。首次競價項目為2025年6月1日（含）至2026年12月31日之間全容量并網(wǎng)項目。機制電量總規(guī)模原則上結(jié)合我省增量新能源項目上網(wǎng)電量規(guī)模，參考存量項目機制電量比例確定。

2.第二年及以后競價電量規(guī)模。競價項目為2025年6月1日（含）至競價次年12月31日之間全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目。每年開展增量項目競價前，由省發(fā)展改革委會同省能源局，根據(jù)全省當年國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的預(yù)計完成情況、用戶承受能力等因素，明確下一年度新增納入機制的電量規(guī)模。完成情況預(yù)計高于消納責(zé)任權(quán)重的，次年納入機制的電量規(guī)模，可在前一年基礎(chǔ)上適當減少；預(yù)計低于消納責(zé)任權(quán)重的，次年納入機制的電量規(guī)模，可在前一年基礎(chǔ)上適當增加。

3.分類型競價規(guī)模確定。綜合新能源項目建設(shè)成本和運行特性，暫分為海上風(fēng)電項目（含海上風(fēng)光同場項目，下同）、其他風(fēng)電和光伏項目（含其他海上光伏項目，下同）兩類，分別通過競價形成機制電價，具體以每次競價公告為準。

4.單個項目申報電量規(guī)模上限。為避免單個項目全電量入圍機制電量后，非理性報價干擾電力市場交易，單個項目申報電量比例上限，不高于預(yù)計年度上網(wǎng)電量的90%，每年結(jié)合機制電量競價規(guī)模動態(tài)調(diào)整。預(yù)計年度上網(wǎng)電量不超過我省近三年同類項目平均發(fā)電利用小時折算的上網(wǎng)電量，其中：項目預(yù)計年度上網(wǎng)電量=項目裝機容量×全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例。全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例，具體以每次競價公告為準。

第六條 競價方式和價格限制。

1.增量項目競價上下限。競價上限，依據(jù)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；競價下限，依據(jù)全省同類項目最先進電站造價水平（即初始投資）折算度電成本，具體以每次競價公告為準。

2.統(tǒng)一競價確定機制電價及入選電量。競價申報電量規(guī)模按照不低于每年機制電量總規(guī)模的125%設(shè)定，如全部競價項目申報電量低于機制電量總規(guī)模的125%時，機制電量總規(guī)模相應(yīng)縮減。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，不得低于競價下限。價格相同時，按照申報時間優(yōu)先確定排序，直至滿足競價總規(guī)模，最后一個入選項目，按照中標價格的申報容量納入機制電量。

第四章    競價流程

第七條 競價準備階段。

1.成立競價工作小組。由省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心成立競價工作小組，負責(zé)推進增量新能源項目競價相關(guān)工作。

2.發(fā)布年度競價通知和競價公告。省發(fā)展改革委發(fā)布年度競價通知，明確年度競價電量規(guī)模、競價項目類型、競價上下限、執(zhí)行期限、全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例、履約保函要求等事項。在省發(fā)展改革委、省電力公司、省電力交易中心的官方網(wǎng)站、“新能源云”平臺和“網(wǎng)上國網(wǎng)”App發(fā)布競價組織公告，包括競價項目類型、競價需提供的材料、競價上下限、機制電價執(zhí)行期限、全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例、競價流程、履約保函要求等事項。

第八條 材料審核階段。

1.提交競價材料、申報價格、提交履約保函。參與競價的新能源項目，需在競價通知和公告發(fā)布后的10個工作日內(nèi)，通過“新能源云”平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提交競價相關(guān)材料，完成項目信息和申報價格填報。未按期完成的，視為放棄競價資格。

已投產(chǎn)新能源項目提交資料包括：項目核準（備案）文件、購售電合同、發(fā)電業(yè)務(wù)許可證（豁免項目除外）、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議、競價信息填報承諾書等；聚合商應(yīng)提供營業(yè)執(zhí)照、法人身份證明、市場主體入市協(xié)議、競價信息填報承諾書，所有代理項目的項目核準（備案）文件、購售電合同、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議、項目單位競價代理協(xié)議等。

未投產(chǎn)新能源項目提交資料包括：（1）集中式項目：項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目業(yè)主資信證明、項目建設(shè)場址使用或租賃協(xié)議、省電力公司出具的項目電網(wǎng)接入意向函、項目實施方案、設(shè)備供應(yīng)發(fā)票（或其他具備開工條件的證明）等。（2）除自然人戶用外的分布式光伏項目：項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目所依托的房屋（設(shè)施）產(chǎn)權(quán)證明（土地證、宅基地證或者鄉(xiāng)鎮(zhèn)及以上政府出具的房屋產(chǎn)權(quán)證明等）、房屋租賃合同或合同能源管理協(xié)議（如建筑為項目建設(shè)單位所有）、設(shè)備供應(yīng)發(fā)票（或其他具備開工條件的證明）、電網(wǎng)企業(yè)出具的并網(wǎng)意向受理通知書、建成時間承諾書、競價信息填報承諾書等。（3）自然人戶用分布式光伏項目：個人身份證明、自有住宅產(chǎn)權(quán)證明、項目核準（備案）文件、設(shè)備供應(yīng)發(fā)票（或其他具備開工條件的證明），電網(wǎng)企業(yè)出具的并網(wǎng)意向受理通知書、建成時間承諾書、競價信息填報承諾書等。（4）聚合商項目：營業(yè)執(zhí)照、法人身份證明、市場主體入市協(xié)議、競價信息填報承諾書，代理項目單位競價代理協(xié)議，所代理項目的備案文件（工商業(yè)分布式光伏）或產(chǎn)權(quán)證明（戶用分布式光伏）及其他作為單個項目獨立競價需提供的材料等。

2.競價材料審核。提交材料截止后5個工作日內(nèi)，競價工作小組對提交材料的完整性、合規(guī)性進行審核。聚合商可選擇參與不同年度、不同場次的競價。同一場次中，任一分布式項目主體，僅可選擇一家聚合商作為其競價代理機構(gòu)。如審核中發(fā)現(xiàn)項目材料缺失的，相關(guān)企業(yè)應(yīng)在審核駁回后3個工作日內(nèi)補齊，并申請再次審核。

3.履約保函開具要求。已投產(chǎn)參與競價的新能源項目和未投產(chǎn)自主參與競價的自然人戶用分布式光伏項目，原則上不收取保函。其他未投產(chǎn)的參與競價新能源項目，需提交在國內(nèi)銀行營業(yè)網(wǎng)點開具的履約保函。分布式聚合商代理參與競價的未投產(chǎn)項目（不含自然人戶用分布式光伏項目），需合并開具履約保函。

履約保函的內(nèi)容包括保函編號、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。保函金額可按照項目核準（備案）裝機容量、全省該類電源過去三年平均發(fā)電利用小時、全省該類電源過去三年平均上網(wǎng)電價三者乘積的一定比例確定，具體以每次競價公告為準。履約保函有效期，不得早于申報投產(chǎn)時間向后推9個月。

4.履約保函退還機制。競價結(jié)束后，按單個項目開具履約保函的，未入選新能源項目可申請退還履約保函，入選項目全容量并網(wǎng)后，可申請退還履約保函。分布式光伏競價代理商所代理項目和同一發(fā)電企業(yè)申報多個項目合并開具一份履約保函的，其全部入選項目全容量并網(wǎng)后，可申請退還履約保函。

5.未按期投產(chǎn)考核。入選項目如未按期全容量并網(wǎng)的，省電力公司可根據(jù)項目投產(chǎn)等履約情況，申請使用保函，向保函開立單位出具原件，要求支付款項，同時向相關(guān)主體發(fā)出執(zhí)行告知書，說明其實際投產(chǎn)情況。

第九條 競價實施階段。

1.申報價格出清。審核結(jié)束后，“新能源云”平臺對通過審核的項目自動完成價格出清。出清價格為公布的競價下限時，該場次自動取消，并在下調(diào)競價下限后，重新組織競價。

2.公示競價結(jié)果。價格出清結(jié)束后，在“新能源云”平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App公示擬入選項目，公示期為3個工作日。單個項目參與競價的，公示信息包括項目名稱、項目類型、項目入選電量、機制電價、執(zhí)行期限等。聚合后統(tǒng)一參與競價的，公示信息包括聚合項目名稱、聚合入選總電量、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)行期限等。競價主體對公示結(jié)果有異議的，可在公示期內(nèi)以書面形式正式提出，并提供相關(guān)支撐性材料。公示期內(nèi)未提出異議，視為認同競價結(jié)果。

3.公布競價結(jié)果。公示期結(jié)束且各方無異議后，報請競價工作小組審定，并由省發(fā)展改革委發(fā)布競價結(jié)果。發(fā)布內(nèi)容包括：競價項目總體情況，包括機制電量規(guī)模、機制電價、分類型項目個數(shù)和機制電量規(guī)模；競價入選項目清單，包括項目名稱、項目類型、投產(chǎn)時間、項目入選電量、機制電價執(zhí)行期限、聚合項目名稱等。

4.簽訂協(xié)議。競價結(jié)果公布后，省電力公司與入選項目應(yīng)完成差價結(jié)算協(xié)議簽訂，通過聚合方式入選的項目可由聚合商與省電力公司簽訂差價結(jié)算協(xié)議。差價結(jié)算協(xié)議應(yīng)明確項目基本情況、納入機制的電量規(guī)模、機制電價、結(jié)算參考價格、差價結(jié)算方式、執(zhí)行期限等內(nèi)容。未在規(guī)定時間內(nèi)簽訂的，視為接受競價結(jié)果，并執(zhí)行機制電價差價結(jié)算。

差價結(jié)算協(xié)議原則上每年一簽，協(xié)議期限屆滿前，如新能源項目未退出機制或不調(diào)減次年機制電量的，協(xié)議到期后自動延期一年，延期次數(shù)不限，至機制執(zhí)行到期之日止。

第五章    監(jiān)督與考核

第十條 參與競價并納入增量機制電量的新能源項目，應(yīng)按照申報時間投產(chǎn)。新能源項目全容量并網(wǎng)時間晚于申報投產(chǎn)月份，但不超過6個月（含，按自然月計算）時，省電力公司應(yīng)根據(jù)延期天數(shù)（自申報投產(chǎn)時間次月1日至實際投產(chǎn)日期）每日扣除該項目對應(yīng)履約保函金額的一定比例作為違約金，具體以每次競價公告為準。違約金在項目實際投產(chǎn)后，采用一次性扣除方式從履約保函中扣除。新能源項目全容量并網(wǎng)時間較申報投產(chǎn)月份，晚于6個月以上時（按自然月計算），該項目當次競價結(jié)果作廢，扣除該項目對應(yīng)全部履約保函，并取消后續(xù)參與競價的資格。因重大政策調(diào)整、自然災(zāi)害等不可抗力因素變化導(dǎo)致的延期，提供省級行業(yè)主管部門出具的證明材料，經(jīng)競價工作小組審核后，可免于取消參與后續(xù)競價資格和扣除履約保函資金。

第十一條 因競價工作實施過程中引起的爭議問題，由省電力公司與競價主體協(xié)商解決；協(xié)商不成的，可提請競價工作小組參與處理。在問題處理期間，合同或協(xié)議的履行以已簽訂合同條款約定為準，其他參與競價的主體相關(guān)工作正常進行。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，由其代理的項目單位應(yīng)首先與聚合商協(xié)商處置。

第十二條 各競價主體應(yīng)自覺維護競價秩序，嚴格遵守國家、省政策規(guī)定和電力交易市場相關(guān)規(guī)則，參與增量新能源項目競價時，不得濫用市場支配地位操縱競價價格，不得實施串通報價、哄抬價格和擾亂市場秩序等行為。

第十三條 競價工作小組應(yīng)嚴守保密規(guī)定，做好監(jiān)測和風(fēng)險防控，對違反競價規(guī)則、串通報價等違規(guī)行為，視情節(jié)在行業(yè)內(nèi)予以通報。

第十四條 本細則自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。

附件3：

江蘇省新能源發(fā)電項目成本調(diào)查實施細則

第一章    總    則

第一條 為貫徹落實國家發(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）和《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》要求，了解掌握新能源項目成本變化，支撐增量項目競價工作順利開展，依據(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）等相關(guān)規(guī)定，制定本細則。

第二條 本細則適用于省發(fā)展改革委為制定新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制相關(guān)的機制電價、執(zhí)行期限等，對新能源項目開展的成本調(diào)查工作。

第三條 基本要求。

（一）合法性。計入成本的費用應(yīng)當符合《中華人民共和國會計法》等有關(guān)法律法規(guī)、國家有關(guān)財務(wù)制度和國家價格監(jiān)管制度等規(guī)定。

（二）合理性。計入成本的費用應(yīng)當反映生產(chǎn)經(jīng)營活動正常需要，并按照合理方法和合理標準核算。影響成本水平的主要技術(shù)、經(jīng)濟指標，應(yīng)當符合行業(yè)標準或公允水平。

（三）真實性。相關(guān)成本數(shù)據(jù)應(yīng)當以經(jīng)會計師事務(wù)所、審計部門或稅務(wù)部門審計（審核）的年度財務(wù)會計報告、手續(xù)齊備的會計憑證、賬簿以及新能源發(fā)電企業(yè)提供的真實、完整、有效的其他相關(guān)資料為基礎(chǔ)。

（四）相關(guān)性。計入成本的費用應(yīng)當與新能源項目生產(chǎn)經(jīng)營活動直接或間接相關(guān)，非生產(chǎn)性支出不應(yīng)納入成本。

第二章 工作流程

第四條 省發(fā)展改革委牽頭組織成本調(diào)查工作，履行主體責(zé)任，對成本調(diào)查結(jié)論負責(zé)。

第五條 對象范圍。

（一）成本調(diào)查通知發(fā)布前已并網(wǎng)運行且正常運營一個完整會計年度及以上的風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電項目，其中：風(fēng)電項目分為陸上（含集中式和分散式）、海上兩類；光伏發(fā)電項目分為集中式、分布式兩類。

（二）新能源發(fā)電企業(yè)可根據(jù)調(diào)查范圍項目類型，以單位容量建設(shè)投資最低、全投資內(nèi)部收益率最優(yōu)、度電成本最低為原則，自行選擇本企業(yè)所屬具有代表性的每類型一定數(shù)量項目，應(yīng)優(yōu)先選擇實施成本調(diào)查年度的上一年建成投運項目。

第六條 資料收集。

（一）省發(fā)展改革委向新能源發(fā)電企業(yè)下發(fā)《新能源發(fā)電項目成本調(diào)查通知》，明確范圍、內(nèi)容、項目所需提供的佐證材料和有關(guān)工作要求。新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)在10個工作日內(nèi)，提交符合要求的成本資料。

（二）新能源發(fā)電企業(yè)按通知要求，配合開展成本調(diào)查工作，客觀如實反映情況，及時準確完整填報《新能源發(fā)電項目成本測算表》等材料，由法定代表人簽字，加蓋企業(yè)公章，提供相關(guān)支撐性材料，主要包括：

1.新能源項目成本測算表。包括企業(yè)基本信息、項目概況、技術(shù)參數(shù)、成本構(gòu)成、經(jīng)濟性指標等。

2.項目資料。公司營業(yè)執(zhí)照、公司涉及項目的核準（備案）文件、電力業(yè)務(wù)許可證（豁免項目除外）、項目可行性研究報告、具備資質(zhì)的評審機構(gòu)出具的項目工程決算報告和決算表。

3.會計核算及財務(wù)資料。項目各類組件采購合同、項目土地使用證或土地租賃合同、項目審計報告、會計報表（三大報表）。

4.企業(yè)認為其他與項目成本相關(guān)的支撐性資料，例如填報表格過程中涉及有關(guān)數(shù)據(jù)證明性材料。

（三）新能源發(fā)電企業(yè)法定代表人簽署《承諾書》，對提供數(shù)據(jù)的完整性、真實性、準確性負法律責(zé)任。

（四）新能源發(fā)電企業(yè)按期將紙質(zhì)蓋章件提交省發(fā)展改革委或委托開展成本調(diào)查工作的相關(guān)機構(gòu)，并將電子版發(fā)送至指定工作郵箱。

第七條 成本資料審核。

（一）完整性審核。發(fā)現(xiàn)材料提供不完整的，要求企業(yè)3個工作日內(nèi)補充完整。

（二）準確性審核。依據(jù)行業(yè)標準、市場價格信息等進行成本數(shù)據(jù)校核，審查數(shù)據(jù)準確性。發(fā)現(xiàn)存疑數(shù)據(jù)的，要求企業(yè)盡快補充說明或重新提交，并按一定比例隨機抽取項目樣本，開展現(xiàn)場核查。

（三）合規(guī)性審核。重點審查企業(yè)成本申報是否符合國家和省政策法規(guī)等。

第八條 成本數(shù)據(jù)調(diào)整。如發(fā)生以下情形時，新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)及時調(diào)整申報成本數(shù)據(jù)。

（一）政策法規(guī)變化。新政策法規(guī)影響成本計算，按成本調(diào)查機構(gòu)要求，調(diào)整申報成本數(shù)據(jù)。

（二）重大運營變化。生產(chǎn)工藝重大改進、設(shè)備升級或長期故障維修等導(dǎo)致成本顯著變化，應(yīng)及時調(diào)整申報成本數(shù)據(jù)。

（三）成本調(diào)查機構(gòu)可根據(jù)形勢變化，要求新能源發(fā)電企業(yè)進行成本數(shù)據(jù)更新。

第三章    新能源發(fā)電項目成本構(gòu)成及運行情況

第九條 新能源項目成本，是指從項目前期開發(fā)、建設(shè)、運營到最終退役的全生命周期內(nèi)，為完成發(fā)電目標所投入的全部經(jīng)濟資源，包括建設(shè)成本、運行維護費、財務(wù)費用等。

第十條 新能源項目建設(shè)成本，是指從前期準備到工程竣工并網(wǎng)期間，為完成項目實體建設(shè)所發(fā)生的一次性投資費用，涵蓋設(shè)備采購、施工安裝、土地開發(fā)、工程設(shè)計等直接和間接投入。

新能源項目建設(shè)成本，按項目工程決算報告或項目可研報告數(shù)據(jù)填寫。如多個新能源項目存在共用設(shè)備設(shè)施的，可按照裝機容量比例、發(fā)電量比例或收入比例分攤計入相關(guān)項目成本。

（二）按照不同新能源項目類型，列明重點組成的單價數(shù)據(jù)。風(fēng)電項目包括風(fēng)機塔筒、吊裝費用、基礎(chǔ)處理費用、升壓站、送出海纜（僅涉及海上風(fēng)電項目）、征地費用、租地費用等。光伏發(fā)電項目包括組件、支架、升壓站、征地費用、租地費用等。

第十一條 運行維護費是新能源發(fā)電企業(yè)維持項目正常運行的費用，包括材料費、修理費、人工費、土地（海域）使用費、保險費用和其他運營費用。

材料費，指新能源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。材料費按照剔除不合理因素后的近三年平均水平計入（投產(chǎn)時間不足三年的，按照過去1-2年的均值確定，下同），如簽訂長期協(xié)議的，按照協(xié)議年限分攤計入。

修理費，指新能源項目為了維護和保持發(fā)電設(shè)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。修理費按照剔除不合理因素后的近三年平均水平計入，如簽訂長期協(xié)議的，按照協(xié)議年限分攤計入。

人工費，指從事新能源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。人工費按照最近一年水平計入。部分人員身兼幾個項目工作的，按照工作量比例或收入比例分攤計入相關(guān)項目成本。

（四）土地（海域）使用費，指新能源項目為獲取土地或海域使用權(quán)支付的土地租賃費或海域使用費。

（五）保險費用，指新能源項目為轉(zhuǎn)移生產(chǎn)經(jīng)營過程中可能面臨的財產(chǎn)損失、責(zé)任風(fēng)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(shè)備財產(chǎn)保險、第三者責(zé)任險、自然災(zāi)害險等。保險費用按照實際投保合同確定。

（六）其他運營費用，指新能源項目正常運營發(fā)生的除前述費用以外的費用。按照實際發(fā)生數(shù)剔除不合理因素后的近三年平均值計入。如分攤所屬企業(yè)的管理費用、銷售費用等，可按照項目裝機容量比例、發(fā)電量比例或收入比例分攤計入相關(guān)項目成本。

第十二條 財務(wù)費用包括在生產(chǎn)經(jīng)營過程中，項目所發(fā)生的利息收支、匯兌損益、金融機構(gòu)手續(xù)費以及籌資過程中發(fā)生的其他財務(wù)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。

第十三條 如涉及儲能配套項目的折舊及相關(guān)費用、儲能租賃費用、新能源項目在開發(fā)或運行過程中的非技術(shù)成本，需在調(diào)查補充事項中單列。

第十四條 下列費用不計入調(diào)查成本構(gòu)成。

（一）按照國家有關(guān)規(guī)定由政府補助、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；

（二）各類贊助、滯納金、違約金、罰款；

（三）向上級公司或管理部門上交的利潤性質(zhì)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；

（四）其他不能計入新能源項目發(fā)電成本的不合理費用。

第十五條 項目運行情況。

（一）發(fā)電量數(shù)據(jù)以省電力公司計量為準，上網(wǎng)電量數(shù)據(jù)以結(jié)算單為準，按近三年平均值核定。

（二）全額上網(wǎng)的項目，分類型確定廠用電率。

（三）棄電損失，因電網(wǎng)限電導(dǎo)致的電量損失，按合理比例（如歷史均值）計算，不包括新能源發(fā)電企業(yè)自身運營問題導(dǎo)致的停機電量損失。

第四章    附    則

第十六條 新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)當建立健全獨立的項目成本核算制度，完整準確記錄新能源項目的生產(chǎn)經(jīng)營成本等信息。

第十七條 在新能源項目成本數(shù)據(jù)審核過程中，如發(fā)現(xiàn)虛報、瞞報數(shù)據(jù)的情況，除相關(guān)項目數(shù)據(jù)不納入統(tǒng)計口徑外，將視情節(jié)在行業(yè)內(nèi)進行通報。

第十八條 成本調(diào)查工作人員與新能源發(fā)電企業(yè)有利害關(guān)系的，應(yīng)當回避。成本調(diào)查工作人員不得將獲得的新能源項目成本資料，用于新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制制定以外的任何其他目的，不得泄露新能源發(fā)電企業(yè)的商業(yè)秘密。

第十九條 本細則由省發(fā)展改革委負責(zé)解釋。

第二十條 本細則自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。