（来源：储能与电力市场）
储能与电力市场获悉，9月25日，安徽省发展改革委安徽省能源局关于印发《安徽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》的通知发布。
安徽“136”号文的征求意见稿发布于8月29日，正式文件与征求意见稿相比，对在存量项目的电量规模、风光项目竞价的组织方式等内容进行了调整，具体如下：
存量项目：2025年6月1日以前投产（全容量并网，下同）的新能源项目
机制电价：按安徽省燃煤发电基准价（0.3844元/千瓦时）执行。部分项目已有政府文件明确其上网电价的，以该上网电价（不含补贴）作为其机制电价。
电量规模：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。集中式新能源单个项目年机制电量比例，按其2024年度上网电量扣减当年中长期（绿电）合同实际结算电量（小于零则按零处理，下同）占当年上网电量的比例确定。分散式风电、分布式光伏项目年机制电量比例为100%。
新能源项目在机制电量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。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级（不含增容）等方式，主动参与市场竞争。
征求意见稿为：按项目实际上网电量乘以年机制电量比例确定。单个项目年机制电量比例，按其2024年度上网电量扣减当年中长期（含绿电）合同实际结算电量（小于零则按零处理，下同）占当年上网电量的比例确定。
新能源项目在机制电量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。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级（不含增容）等方式，主动参与市场竞争。
执行期限：按自投产之日起满20年与剩余全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）较早者确定。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数按相关规定执行。
增量项目：2025年6月1日起投产的新能源项目
机制电价：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，确定竞价上下限。每年组织具备条件的新能源项目自愿参与竞价，竞价分类方式根据新能源发展情况确定。竞价时按报价从低到高的原则确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定。
电量规模：每年新增纳入机制的电量规模，根据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，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。增量项目机制电量均通过竞价获得。单个项目申请纳入机制的电量不得高于其年上网电量的一定比例（2025年竞价为85%）,后期将根据新能源发展情况适时调整。年上网电量按年合理利用小时数计算，风电、光伏年合理利用小时数分别按1800、1100小时确定。已投产的增量新能源项目在参与竞价获得机制电量前，可以参与月度及以下中长期（绿电）交易，不对项目竞价申报电量上限产生影响。
执行期限：按同类型项目回收初始投资的平均期限确定。
竞价电量规模分类确定：根据新能源发展情况，分光伏和风电两类或不分类组织竞价，对应设置竞价规模。2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目，可单独组织竞价，由企业自愿参与。通过单独竞价纳入机制的项目，其相应储能容量不再获得容量补偿收益。
征求意见稿为：2025年6月1日前尚未投产，但已通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）等方式纳入年度开发建设方案的新能源项目，可单独组织竞价，由企业自愿参与。通过单独竞价纳入机制的项目，其相应储能容量不再获得容量补偿收益。
原文如下：
责任编辑：尹思琦
