10月17日，江苏省发改委发布《江苏省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案》（苏发改规发〔2025〕5号），其中涵盖《江苏省新能源可持续发展价格结算机制实施细则》、《江苏省增量新能源发电项目机制电价竞价实施细则》、《江苏省新能源发电项目成本调查实施细则》。

根据方案，2026年1月1日起，全省新能源项目（光伏发电、风力发电，下同）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。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。根据电力市场建设和行业发展实际，适时推动生物质发电等其他新能源发电项目参与电力市场交易。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按国家跨省跨区送电相关政策执行。

完善市场价格形成机制。适当放宽现货市场限价，现货市场申报、出清价格上限，考虑当前省内工商业用户尖峰电价水平和市场电源发电成本等因素，暂定为1.5元/千瓦时，申报、出清价格下限，考虑新能源发展需要和市场建设实际等因素，暂定为0元/千瓦时，并将适时根据新能源在电力市场外获得其他收益和市场运行情况进行调整。默认接受市场形成价格的新能源项目，电力现货市场整月结算运行期间，现阶段结算价格按照发电侧实时市场同类项目日加权均价确定，按照日电量以月度加权方式结算，具备分时计量条件后，结算价格参照发电侧实时市场同类项目分时加权均价确定；电力现货市场未整月结算运行期间，根据江苏省月度竞价同类项目加权均价确定。

存量项目：

项目范围：2025年6月1日以前已全容量并网的新能源项目；2025年6月1日以前已开展并完成竞争性配置的承诺配建储能的海上风电项目，视同存量项目。集中式新能源项目、10千伏及以上全额上网的分布式新能源项目，全容量并网时间以并网调度协议签订时间为准；除10千伏及以上全额上网分布式项目外的分布式新能源项目，全容量并网时间以省电力公司营销系统中明确的全容量并网发电时间为准。具体项目由电网企业配合能源主管部门组织认定。

机制电量规模：妥善衔接现行具有保障性质的电量规模政策，新能源项目机制电量占其上网电量的比例不高于90%；户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。参与过绿电交易的新能源项目的机制电量比例，以前述比例为基础，扣减绿电交易结算电量占上网电量的比例确定。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。

机制电价：存量项目机制电价参考江苏省燃煤发电基准价0.391元/千瓦时执行。

执行期限：按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与全容量投产满20年对应年份两者中较早者确定（原特许权风电项目投产发电利用小时数为满30000小时）。到期后，存量项目不再执行机制电价。

增量项目：

项目范围：2025年6月1日起全容量并网且未纳入过机制的新能源项目，由省发展改革委会同省能源局、省电力公司、省电力交易中心，在全省范围内统一组织开展增量新能源项目可持续发展价格机制竞价。

竞价分类：综合新能源项目建设成本和运行特性，暂分为海上风电项目（含海上风光同场项目）、其他风电项目和光伏项目（含其他海上光伏项目）两类。

机制电量：每年新增纳入机制的电量规模，由省发展改革委会同省能源局，结合国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况和用户承受能力等因素予以明确，具体以每次竞价公告为准。为引导新能源项目充分竞争，降低全社会用能成本，竞价申报电量规模，按照不低于每年机制电量总规模的125%设定，如全部竞价项目申报电量低于机制电量总规模的125%，机制电量总规模相应缩减；单个项目竞价电量申报比例上限，不高于其预计年度上网电量的90%。

机制电价：竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，具体以每次竞价公告为准。

执行期限：增量项目执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，具体以每次竞价公告为准。增量项目执行机制电价前，必须满足可观、可测、可调、可控条件且已投产。到期后，不再执行机制电价。

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