储能与电力市场获悉，9月3日，浙江省发展和改革委员会发布关于公开征求《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套实施细则意见的通知，征求意见时间为2025年9月3日至9月10日。配套细则包括：
《浙江省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（征求意见稿）》
《浙江省新能源发电成本测算细则（征求意见稿）》
《浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》
其中，方案表示，配置储能不作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。新能源项目（风电、光伏）上网电量全部进入电力市场。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。
其中统调新能源项目（接网电压等级在110kV及以上，且交流侧装机40兆瓦及以上）按照相关市场规则，以“报量报价”方式参与现货市场。其他新能源项目作为价格接受者参与现货市场，按照现货实时市场同类项目月度平均价格结算；具备条件的可以“报量报价”方式参与现货市场。
新能源存量项目：2025年6月1日前全容量投产的新能源项目。
机制电价：与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。
机制电量：根据机制电量比例乘实际上网电量确定。项目每年可自主确定次年机制电量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量项目首次确定机制电量比例时，统调新能源项目（除已开展竞争性配置的新能源项目）不得高于90%，其他新能源项目不得高于100%；参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算，并设置比例上限最小值。
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、参与市场竞争；项目全容量投产后，按规定进行更新的，更新前装机规模参照原项目政策实施，新增装机所产生电量，不参与机制电价。
执行期限：享有国家可再生能源补贴的新能源项目，参照新能源补贴期限执行；无新能源补贴的，执行期限按照全容量投产之日起满20年与发电量达到全生命周期合理利用小时数对应电量折算期限较早者确定，执行期限届满后，次月不再执行机制电价。
新能源增量项目：2025年6月1日（含）起全容量投产的新能源项目。全容量投产时间认定方式按照《浙江省新能源增量项目机制电价竞价实施细则》有关条款执行。
参与深远海（国管海域）风电竞价主体较为集中的，不单独组织竞价，可由“根据项目成本调查结果，与其他类型竞价结果联动”等市场化方式形成机制电价。除统调新能源项目外，其他新能源项目应在全容量投产后参与竞价。
机制电价：由省发展改革委（能源局）每年组织竞价形成。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、但不得高于竞价上限；设置竞价下限的，机制电价不低于竞价下限。
2025年第一次竞价申报价格上限不高于0.393元/千瓦时（90%×2025年1-5月中长期交易均价+10%×2025年1-5月新能源现货实时市场均价）；申报价格下限由能源主管部门考虑最先进电站造价水平折算度电成本（仅包含固定成本）确定。
执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，原则上为8～12年；起始时间按项目申报的全容量投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。中标后未按期全容量投产的，按照相关细则条款予以考核。
已开展竞争性配置的新能源项目，作为存量项目纳入新能源可持续发展价格结算机制；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。
机制电价执行期限内，新能源项目可自愿分档调减机制电量覆盖范围，每次可调整一档或多档；存量项目调减机制电量比例时，以10%为一档；增量项目调减机制电量时，以初始机制电量的10%为一档，退出后的机制电量不再纳入后续机制电量执行范围。
入选机制电价时未全容量投产的项目，机制电价执行期限自项目申报的全容量投产时间次月起算；实际全容量投产时间晚于申报时间180日以上的，视为自愿放弃机制电量，不再纳入机制电价执行范围。
机制电量不重复获得绿证收益，机制电量对应绿证统一划转至省级专用绿证账户。
市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按月开展机制电价差价结算。月度机制差价电费=月度机制电量×（机制电价-月度市场交易均价）。机制差价电费纳入系统运行费用，由全体工商业用户按月分享或分摊。系统运行费用新增“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目。
现货市场正式运行期间，新能源项目不再承担调频、备用等辅助服务市场费用。
此外，《浙江省新能源发电成本测算细则（征求意见稿）》明确新能源发电成本以经营周期平准化度电成本进行测算。
