一、区分存量（2025年6月1日前投产）与增量（6月1日后投产）项目，分类施策，稳定企业预期。

新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量全部进入电力市场。

    二、核心机制与关键条款

    1.存量项目（2025年6月1日前投产）

补贴项目（原享受财政补贴）：

机制电价：0.25元/千瓦时；

机制电量比例：30%上网电量纳入机制（其余参与市场化交易）；

衔接原优先电量规模，原优先电量支持政策延续。

平价项目（原无补贴）：

机制电价：0.262元/千瓦时；

机制电量比例：50%上网电量纳入机制（其余参与市场化交易）；

机制电量规模按“原优先电量+原目标电价支持政策折算电量”确定，延续2022年目标电价支持力度。

    2.增量项目（2025年6月1日及以后投产）

机制电价：通过“边际出清、分类竞价”形成，竞价区间暂定0.15~0.262元/千瓦时（下限考虑成本与避免无序竞争，上限衔接原目标电价）；

机制电量比例：参照存量平价项目（50%上网电量纳入机制）；

执行期限：10年（覆盖项目初始投资回收期）；

退出规则：执行期内可自愿申请退出，退出后不再纳入机制。

    3.差价结算机制

结算规则：电网企业按月结算，市场交易均价与机制电价的差额纳入“系统运行费-新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目；

市场均价＜机制电价：电网补足差价；

市场均价＞机制电价：扣减企业电费收入。

结算依据：

现货市场未连续运行时，按同类型月度集中竞价均价；

现货市场连续运行时，按月度发电侧实时市场同类型加权平均价；

清算周期：机制电量按月分解，年内清算；现货市场连续运行后仅按实时均价结算。

    4.执行期限

存量项目：取“剩余全生命周期合理利用小时数对应年限”与“投产满20年剩余年限”的较小值；

增量项目：固定10年。

    三、政策衔接与保障措施

绿电交易与机制电量分离（机制电量不参与绿电交易结算，不重复获得绿证收益）；

绿电交易申报需明确电能量价格与绿证价格。

每年11月前完成竞价；

    四、实施时间与废止文件

生效时间：2025年11月1日；