解读福建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

面向所有新能源：上网电量全部进入市场

方案最核心的变化是：集中式风电、集中式光伏，以及分散式风电、分布式光伏等所有风电和太阳能发电项目，从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。这意味着新能源项目不再依赖固定标杆电价，而是直接面对市场供需和价格波动。

市场机制在设计上分了三层。现货市场方面，新能源项目全量参与可靠性机组组合和实时市场，申报和出清价格上限主要参考工商业用户尖峰电价水平，下限则根据财政补贴、绿证、碳市场等收益情况确定，并动态调整。中长期市场方面，集中式项目原则上直接参与，分布式项目鼓励以聚合方式参与，签约比例不作强制要求。绿电交易方面，以双边协商和挂牌形式开展，电能量价格与绿证价格分开申报、分开结算。

存量项目：保障怎么给、给多久

存量项目的认定门槛分两类：2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，以及2025年6月1日（不含）前全容量并网投产的其他新能源项目。纳入范围的存量项目，机制电量上限暂按上网电量的100%确定，后续根据福建省新能源和市场发展情况必要时适当调整。

机制电价方面，竞争性配置的海上风电按竞配价格执行，其他新能源项目按现行燃煤基准价393.2元/兆瓦时执行。执行起始时间上，海上风电项目投产晚于2026年1月1日的从投产次月起算，其他项目统一从2026年1月1日起执行。执行期限按项目剩余全生命周期合理利用小时数与投产满20年二者较早者确定，精确到月，当月到期后次月退出。

增量项目：竞价怎么组织、价格怎么定

增量项目的核心是竞价。竞价申报主体为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同权利的法人或自然人，申报项目须为已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目。自然人仅限申报户用分布式光伏。分布式项目可以直接或委托代理商申报。竞价原则上按年组织，2025年开展首次竞价。

竞价采用边际出清方式确定机制电量和电价：将竞价主体按申报价格从低到高排序，申报价格相同时按申报时间优先排序，直至满足申报充足率检测后的竞价电量总规模。最后一个入选项目的报价即为本次所有入选项目的机制电价，最后入选的项目按申报电量全额成交。申报充足率检测的目的是促进充分竞争——当申报的机制电量规模无法满足充足率要求时，竞价电量总规模自动缩减，直至满足要求为止。

保函与考核：不按时投产的代价

未投产项目需提交银行开具的履约保函，代理商需为未投产项目提交共用履约保函，已投产项目原则上不提交，自然人户用分布式光伏暂免交。履约保函有效期至少需覆盖项目申报投产日期次月1日后240个自然日。保函金额=项目核准（备案）容量×保函金额基数×10%，第一次竞价海上风电保函基数127万元/兆瓦、陆上风电89万元/兆瓦、光伏34万元/兆瓦。

投产时间考核相当严格。如果入选时未投产项目实际投产时间延迟但未达180个自然日，实际投产日期前覆盖的机制电量自动失效、不滚动纳入后续月份；延迟达180个自然日及以上的，当次竞价入选结果作废，同时取消该项目未来三年的竞价资格。未达180天的延期，电网企业按延期天数每日扣除保函金额的1‰作为违约金，一次性扣除，剩余金额返还。扣除的保函金额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分享。

代理商：谁能做、能代多少

现阶段代理商为在福建电力交易中心注册生效（含省外推送）的售电公司或虚拟电厂。代理商需与所代理的分布式新能源项目签订委托代理竞价协议，可参与不同年度、不同场次的竞价。在同一场次竞价中，所代理的分布式新能源项目总容量上限暂定为20万千瓦，后续可根据情况调整。代理商需为每个被代理项目分别申报机制电量，可申报上限为各项目可申报上限之和。

代理商还需为代理的未投产项目提交共用履约保函，代理入选项目全部投产后或所有项目申报最晚投产时间180个自然日后可申请退还。竞价主体若处于被责令停产停业、破产程序、禁止竞价处罚期间，或近三年存在骗取中标行为、被列入失信被执行人名单，将被强制退出竞价，中标结果作废，且自当次竞价起三年内该主体最高层级控股公司在福建的所有项目禁止参加竞价。

结算方式与政策协同

差价结算机制是方案落地的最后一环。电网企业每年组织新能源项目签订差价结算协议，项目在机制电量范围内自主确认年度执行比例或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。采用电量方式的，实行年内按月滚动清算——年内某月累计已结算机制电量达到年度机制电量后，超过部分及后续月份电量不再执行机制电价；年底仍未达到年度机制电量的，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。

政策协同方面，方案要求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。新能源消纳利用排序原则上报量报价项目依据报价排序，报价相同或未参与报价的项目按等比例方式消纳。机制电量对应的绿证统一划转至省级专用绿证账户，原则上由全体工商业用户按实际用电量比例分享。

竞价操作指南：流程怎么走

附件《福建省新能源增量项目竞价操作指南》给出了完整操作流程。集中式项目通过“国网新能源云”平台提交材料，分布式项目通过“网上国网”等平台提交。流程分八步：省发改委和福建能源监管办发布竞价通知→电网企业在3个工作日内发布竞价公告→竞价主体在公告发布后5个工作日内申报信息和资料→竞价工作小组在提交结束后10个工作日内完成形式审查→通过审查的项目公示5个工作日→电网企业开展申报充足率检测及出清→出清结束后2个工作日内公示拟入选项目、公示期5个工作日→结果公布后入选项目与电网企业签订差价结算协议。

申报机制电量单位为兆瓦时（保留3位小数），申报机制价格含税单位为元/兆瓦时（保留1位小数）。申报截止后，所申报的电量和电价自动封存，不再更改。审查中发现问题反馈给竞价主体后，相关主体需在2个工作日内完成修改或补充。另外，指南还配套了竞价授权委托书、代理商代理项目清单汇总表、委托代理服务协议参考文本、见索即付履约保函等四个模板附件，供各类主体直接参照使用。

存量项目的机制电价呈现双轨结构：竞争性配置的海上风电按竞配价格执行，其他新能源项目统一按393.2元/兆瓦时执行。机制电量上限暂按上网电量的100%确定，后续根据福建省新能源和市场发展情况适时调整。 执行期限按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年对应时间的较早者确定，精确到月，当月到期后次月退出。升级改造项目的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。

增量项目的核心约束集中在申报电量和履约保函两方面。单个项目申报电量上限=核准（备案）容量×近三年同类型项目平均发电利用小时数×（1-上一年度厂用电率）×比例(K)，其中K最高取90%。自发自用余电上网模式的分布式项目进行机制电量差价结算时，需扣除自发自用电量。 履约保函金额基数是竞价主体的重要资金门槛：海上风电127万元/兆瓦、陆上风电89万元/兆瓦、光伏34万元/兆瓦，实际保函金额为核准（备案）容量×基数×10%。代理商在同一场次代理的分布式项目总容量上限暂定20万千瓦。延迟投产达180个自然日及以上的，当次入选结果作废，取消未来三年竞价资格。

竞价操作指南为每个环节设定了明确的时间限制。电网企业需在竞价通知发布后3个工作日内发布公告，竞价主体有5个工作日申报信息和资料，工作小组在提交结束后10个工作日内完成形式审查。 审查发现问题后，竞价主体仅有2个工作日的修改补充窗口，逾期即取消资格。通过审查的项目公示5个工作日，出清结束后2个工作日内公示拟入选项目，公示期也是5个工作日。各环节环环相扣，竞价主体需提前备齐资质材料，避免因时间紧张而错失机会。