近年来，福建省持续深入贯彻落实党中央、国务院深化电力体制改革的决策部署，大力推进发电侧上网电价市场化改革，部分新能源发电上网电价已通过市场形成。为进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，根据《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）等规定，结合我省新能源发展实际，制定本实施方案。
一、主要目标
按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体要求，充分考虑我省实际，因地制宜、平稳有序推动新能源项目（风电、太阳能发电，下同）全面、公平参与电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制”），加快推进我省电力市场建设，更好支撑我省能源行业与经济社会高质量发展。
二、主要内容
（一）推动新能源上网电量全部进入电力市场。集中式风电、集中式光伏（以下简称“集中式新能源”），分散式风电、分布式光伏（以下简称“分布式新能源”）等所有风电、太阳能发电项目，2026年1月1日起上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。
（二）完善现货市场交易和价格机制。综合考虑新能源技术特点和市场成熟度等因素，以适宜方式推动新能源项目参与现货市场交易。新能源项目全量参与可靠性机组组合和实时市场。现货市场申报、出清价格上限主要考虑我省工商业用户尖峰电价水平等因素确定，价格下限主要根据新能源财政补贴、绿色电力证书（以下简称绿证）、碳市场等收益情况确定，并结合供需及市场建设情况动态调整。
（三）完善中长期市场交易机制。新能源项目可自愿选择参与中长期市场交易。原则上集中式新能源项目直接参与交易，鼓励分布式新能源项目以聚合方式参与交易。新能源项目中长期交易签约比例不作强制要求，签约电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后剩余容量的最大可交易电量确定。推动实现新能源量价、曲线的灵活调整，允许双边协商交易双方根据实际情况合理确定中长期合同的量价、曲线等内容。可自行选择以实时市场任一节点或统一结算点作为结算参考点，未选择的暂默认为实时市场统一结算点。
（四）完善绿电市场交易机制。绿电交易以双边协商、挂牌交易形式开展，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。绿电交易申报和成交价格分别明确电能量价格与绿证价格，其中电能量部分按照省内中长期交易规则开展结算，绿证部分按当月绿电合同电量、上网电量扣除机制电量的剩余电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，以合同绿证价格结算。
（五）建立新能源可持续发展价格结算机制。
1.存量项目机制
（1）执行范围。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，2025年6月1日（不含）前全容量并网投产（以下简称“投产”）的其他新能源项目。
（2）项目机制电量上限。纳入执行范围的新能源项目与现行保障性政策衔接，后续根据我省新能源和市场发展情况必要时适当调整。选择电量方式的，按2026年1月1日前最近一个完整年度实际上网电量乘以上述比例系数确定，无完整年度的实际上网电量按全年预测上网电量确定，全年预测上网电量根据装机容量、全省同类型项目近三年平均利用小时数及厂用电率计算。
（3）机制电价。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目按竞配价格执行，其他新能源项目按现行燃煤基准价393.2元/兆瓦时执行。
（4）执行起始时间。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目投产时间晚于2026年1月1日的，从投产次月1日起执行，其他新能源项目从2026年1月1日起执行。
（5）执行期限。按执行起始日期起项目剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定；执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。其中陆上风电全生命周期合理利用小时数36000小时，海上风电52000小时，光伏22000小时。升级改造项目剩余全生命周期合理利用小时数按照升级改造前容量计算确定。
2.增量项目机制
（1）执行范围。竞价入选项目。
（2）项目机制电量上限。按照中标电量确定，选择比例方式的，按照中标电量除以该项目全年预测上网电量确定。
（3）机制电价。通过竞价按边际出清方式确定。
（4）执行起始时间。为便于执行，入选时已投产的项目执行起始时间按次年1月1日起算。入选时未投产的项目执行起始时间按申报投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。
（5）执行期限。按照同类型项目回收初始投资的平均期限确定，具体在竞价公告中明确。执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。
（六）竞价组织实施。原则上按年组织，视情况调整竞价组织频次，2025年开展首次竞价。初期必要时可分技术类型组织竞价。设定竞价上限，初期同时设定竞价下限。第一年（次）竞价电量总规模按照我省新能源增量项目年度上网电量总规模的一定比例确定，第二年（次）及以后比例上限根据国家下达的非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力以及我省新能源增量项目规模等因素确定。单个项目申报比例上限适当低于其全年预测电量。建立竞价考核机制。竞价工作方案及竞价具体参数另行发布。
（七）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。电网企业每年组织新能源项目签订差价结算协议。新能源项目在机制电量范围内自主确认年度执行比例（或者执行电量）以及月度分解方式，比例或电量不得高于上一年水平，在规定时间内未明确的，默认按照上一年执行（第一年未确认的，默认按比例上限执行）。机制电量采用电量方式的，实行年内按月滚动清算，若至年内某月累计已结算机制电量达到年度机制电量，则当月超过部分及当年后续月份电量不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量，不进行跨年滚动。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，在电网企业代理购电价格中公布。电力现货市场未连续运行时，市场交易均价原则上按照当月最近一次同类型项目月度集中竞价加权平均价格确定。电力现货市场连续运行时，市场交易均价取月度发电侧实时市场同类型项目加权平均价格，按照实时市场实际上网电量与实时市场电价加权平均计算确定。新能源项目可自愿申请退出差价结算机制，退出后不再纳入机制执行范围，也不可参加增量项目竞价，其中，选择退出存量项目机制的竞争性配置海上风电仍执行竞争性配置有关条款。机制电量差价结算实施细则另行发布。
三、保障措施
（一）强化政策协同。建立新能源公平分摊（分享）市场类费用的机制。逐步放开具备调节能力的新能源项目参与辅助服务市场。统筹市场主体报价、系统平衡消纳、电网安全运行等因素制定新能源消纳利用排序，原则上报量报价项目依据报价进行排序，报价相同或未参与报价的项目按照等比例方式消纳。衔接省级专用绿证账户，机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户，原则上由全体工商业用户按实际用电量比例分享。
（二）加强电价监测和风险防范。电力交易机构和电网企业定期监测新能源交易价格波动情况，评估价格波动的合理性；认真评估改革对新能源产业发展及企业经营等方面的影响，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。
（三）做好市场规范管理。能源监管机构进一步规范和完善电力市场信息披露规则，披露新能源市场运行总体情况；加强电力市场监管，保障新能源公平参与交易，坚决纠正不当干预电力市场行为，促进市场平稳运行。
（四）做好政策宣贯。组织开展市场培训，宣贯政策要求；强化沟通与协调，及时了解经营主体的意见和诉求，积极回应并采取切实有效措施解决问题，凝聚改革共识，确保政策落实到位。
（五）完善技术支持保障。完善各类技术支持系统功能，做好档案管理、市场注册、交易组织、费用归集与结算等功能开发或改造，完成各专业系统联调贯通，保障信息准确性。
来源：世界储能大会
编辑：刘宁芬
审核：金芳 林珺
