各設區(qū)市發(fā)展改革委，國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，江蘇電力交易中心，各有關經(jīng)營主體：
為貫徹落實《國家發(fā)展改革委國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）要求，平穩(wěn)有序推進我省新能源上網(wǎng)電價市場化改革，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，結(jié)合江蘇實際，制定以下實施方案。
一、新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成
2026年1月1日起，全省新能源項目（光伏發(fā)電、風力發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價直接參與市場交易，也可聚合后參與市場交易，未直接或聚合參與市場交易的，默認接受市場形成的價格。根據(jù)電力市場建設和行業(yè)發(fā)展實際，適時推動生物質(zhì)發(fā)電等其他新能源發(fā)電項目參與電力市場交易。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按國家跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。
完善市場交易機制。參與市場交易的新能源項目，可參與年度（多年）、月度（多月）、月內(nèi)、日以上等電力中長期交易，公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。不斷完善中長期交易規(guī)則，允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，自主確定中長期合同的量價、曲線等。新能源項目中長期交易申報電量上限，現(xiàn)階段按照機組額定容量扣減機制電量對應容量后的上網(wǎng)能力確定。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，形成相對穩(wěn)定的供需關系。新能源項目參與市場后，因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的財政補貼標準，按國家原有規(guī)定執(zhí)行。
完善市場價格形成機制。適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報、出清價格上限，考慮當前省內(nèi)工商業(yè)用戶尖峰電價水平和市場電源發(fā)電成本等因素，暫定為1.5元/千瓦時，申報、出清價格下限，考慮新能源發(fā)展需要和市場建設實際等因素，暫定為0元/千瓦時，并將根據(jù)新能源項目在電力市場外獲得其他收益和市場運行情況，適時進行調(diào)整。默認接受市場形成價格的新能源項目，電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算運行期間，現(xiàn)階段結(jié)算價格按照發(fā)電側(cè)實時市場同類項目日加權均價確定，乘以日電量后，通過月度加權方式結(jié)算，具備分時計量條件后，結(jié)算價格參照發(fā)電側(cè)實時市場同類項目分時加權均價確定；電力現(xiàn)貨市場未整月結(jié)算運行期間，結(jié)算價格根據(jù)我省月度競價同類項目加權均價確定。
二、建立支持新能源高質(zhì)量發(fā)展制度機制
建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機制。區(qū)分存量項目和增量項目，分別明確納入機制的電價水平、電量規(guī)模和執(zhí)行期限等。
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2025年6月1日以前已全容量并網(wǎng)的新能源項目為存量項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風電項目，視同存量項目。集中式新能源項目、10千伏及以上全額上網(wǎng)的分布式新能源項目，全容量并網(wǎng)時間以并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂時間為準；除10千伏及以上全額上網(wǎng)分布式項目外的分布式新能源項目，全容量并網(wǎng)時間以省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間為準。具體項目由電網(wǎng)企業(yè)配合能源主管部門組織認定。
電量規(guī)模。妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的電量規(guī)模政策，新能源項目機制電量占其上網(wǎng)電量的比例不高于90%；戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。參與過綠電交易的新能源項目的機制電量比例，以前述比例為基礎，扣減綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例確定。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。
機制電價。存量項目機制電價參考我省燃煤發(fā)電基準價0.391元/千瓦時執(zhí)行。
執(zhí)行期限。按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份與全容量投產(chǎn)滿20年對應年份兩者中較早者確定（原特許權風電項目投產(chǎn)發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時）。到期后，存量項目不再執(zhí)行機制電價。
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2025年6月1日起全容量并網(wǎng)且未納入過機制的新能源項目，由省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心，在全省范圍內(nèi)統(tǒng)一組織開展增量新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格機制競價。
競價分類。綜合新能源項目建設成本和運行特性，暫分為海上風電項目（含海上風光同場項目）、其他風電項目和光伏項目（含其他海上光伏項目）兩類。
電量規(guī)模。每年新增納入機制的電量規(guī)模，由省發(fā)展改革委會同省能源局，結(jié)合國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況和用戶承受能力等因素予以明確，具體以每次競價公告為準。為引導新能源項目充分競爭，降低全社會用能成本，競價申報電量規(guī)模，按照不低于每年機制電量總規(guī)模的125%設定，如全部競價項目申報電量低于機制電量總規(guī)模的125%，機制電量總規(guī)模相應縮減；單個項目競價電量申報比例上限，不高于其預計年度上網(wǎng)電量的90%。
機制電價。競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，具體以每次競價公告為準。競價時，按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限，不得低于競價下限。價格相同時，按照申報時間優(yōu)先確定排序，直至滿足競價總規(guī)模。最后一個入選項目，按照中標價格的申報容量納入機制電量。
執(zhí)行期限。增量項目執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，具體以每次競價公告為準。增量項目執(zhí)行機制電價前，必須滿足可觀、可測、可調(diào)、可控條件且已投產(chǎn)。到期后，不再執(zhí)行機制電價。
?。ㄈ┙Y(jié)算方式
省發(fā)展改革委委托省電力公司，開展新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格機制結(jié)算。對納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，新能源項目市場交易均價低于或高于機制電價的部分，納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。市場交易均價，電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算運行期間，按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權均價確定；電力現(xiàn)貨市場未整月結(jié)算運行期間，根據(jù)月度競價同類項目加權均價確定。機制電量分解至月度執(zhí)行，根據(jù)新能源項目每月實際上網(wǎng)電量，并區(qū)分存量項目和增量項目不同的機制電量比例進行確定。現(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。
?。ㄋ模┱{(diào)減和退出已納入機制的新能源項目，可在每年開展競價前，自主通過電網(wǎng)企業(yè)“新能源云”平臺或“網(wǎng)上國網(wǎng)”App，申請下調(diào)次年機制電量比例，調(diào)低比例部分，不得再次申請納入機制執(zhí)行范圍。已納入機制的新能源項目，在執(zhí)行期限內(nèi)，可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期或在執(zhí)行期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
三、強化新能源市場化改革與有關政策的協(xié)同
（一）強化與電力現(xiàn)貨市場、綠電綠證交易的協(xié)同推動完善現(xiàn)貨市場結(jié)算方式，逐步將現(xiàn)行差量結(jié)算方式調(diào)整為差價結(jié)算方式，更好適應電力市場發(fā)展需要。完善綠電交易規(guī)則，綠電交易以雙邊協(xié)商方式為主，也可選擇掛牌方式，應分別明確電能量價格和綠證價格，鼓勵發(fā)用雙方簽訂多年期綠電購買協(xié)議。納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益，對應綠證劃轉(zhuǎn)至省級賬戶，并結(jié)合國家部署和用戶需求，探索建立省級賬戶綠證分配和交易機制。
（二）強化與競爭性配置、配置儲能政策的協(xié)同鼓勵新能源項目建設運營商綜合考慮新能源項目出力特性、調(diào)節(jié)性能等實際，自愿配建或租賃儲能設施，與新能源項目協(xié)同發(fā)揮作用，提高市場獲利能力。配置儲能不作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。2025年6月1日以前已并網(wǎng)的新能源存量項目，繼續(xù)執(zhí)行我省配置儲能有關政策要求。推動新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場，有序建立可靠容量補償機制，探索建設容量市場，對電力系統(tǒng)可靠容量給予合理補償。
四、保障措施
（一）加強政策宣傳。省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司加強對各地的指導，開展改革政策宣傳解讀，跟蹤政策執(zhí)行進展，積極回應社會關切。各設區(qū)市發(fā)展改革委會同當?shù)毓╇姽?，配合做好政策宣傳和本地新能源項目開展增量項目競價等工作的告知。
?。ǘ┨嵘文芰?。省電力公司要通過營業(yè)網(wǎng)點、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App等渠道，認真做好存量項目差價結(jié)算協(xié)議簽訂，未簽訂差價結(jié)算協(xié)議的新能源項目，原購售電合同保持有效，其中價格條款按照最新電價政策執(zhí)行；與通過競價方式納入機制電量的增量項目，及時完成差價結(jié)算協(xié)議簽訂；持續(xù)完善新能源項目管理、計量、并網(wǎng)、結(jié)算等服務，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制執(zhí)行結(jié)果，進行單獨歸集。省電力公司負責建立并運行增量項目機制電價競價系統(tǒng)，省電力交易中心負責健全電力交易平臺，按要求進行電力市場交易信息披露，堅持公開透明，優(yōu)化市場服務能力。
?。ㄈ┳龊酶櫾u估。省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心按照各自職責，密切跟蹤電力市場交易價格波動、新能源項目發(fā)電成本和收益變化、用戶電價水平變化等，適時評估改革影響，及時總結(jié)改革成效，優(yōu)化調(diào)整政策措施。本方案自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。
附件：1.江蘇省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制實施細則
2.江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則
3.江蘇省新能源發(fā)電項目成本調(diào)查實施細則
江蘇省發(fā)展改革委
2025年10月15日
附件1
江蘇省新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制實施細則
第一章總則
第一條為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》（以下簡稱《方案》）要求，平穩(wěn)實施新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，穩(wěn)定新能源項目收益預期，助推新能源項目公平參與電力市場交易，制定本細則。
第二條本細則適用于直接接入江蘇電網(wǎng)的存量與增量風力發(fā)電、光伏發(fā)電項目。源網(wǎng)荷儲一體化、微電網(wǎng)、綠電直連等新型主體和增量配電網(wǎng)內(nèi)部建設的風力發(fā)電、光伏發(fā)電項目自身無法消納的電量，應參與電力市場交易，按照市場規(guī)則結(jié)算，不適用本細則。
第三條新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，區(qū)分存量項目和增量項目分類施策。存量項目是指2025年6月1日（不含）以前已全容量并網(wǎng)的新能源項目，2025年6月1日以前已開展并完成競爭性配置的承諾配建儲能的海上風電項目，視同存量項目。增量項目是指2025年6月1日（含）起已全容量并網(wǎng)且未納入過機制的新能源項目。
第四條納入機制的新能源項目需與省電力公司完成機制電價差價協(xié)議簽訂工作，明確納入機制的新能源項目電價水平、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等內(nèi)容。存量項目，在差價結(jié)算協(xié)議簽訂前，按最新電價政策執(zhí)行。增量項目，按照《江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則》執(zhí)行。
第二章機制電量
第五條存量新能源項目機制電量占其上網(wǎng)電量的比例不高于90%；戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。新能源項目在前述規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得高于上一年。參與過綠電交易的新能源項目，機制電量比例按照前述同類項目比例，扣減綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例確定。綠電交易結(jié)算電量占上網(wǎng)電量的比例，按該項目2025年1-5月綠電交易結(jié)算電量占其上網(wǎng)電量的比例和全省2025年1-5月新能源綠電交易結(jié)算電量占全省新能源上網(wǎng)電量的比例兩者中較小者確定。首年未自主確定機制電量比例的新能源項目，默認按同類別項目的最高比例執(zhí)行；以后年度未申報調(diào)整機制電量的新能源項目，視為按該項目上一年比例執(zhí)行。
第六條增量項目通過競價獲得機制電量，競價分類暫分為海上風電項目（含海上風光同場項目，下同）、其他風電和光伏項目（含其他海上光伏項目，下同）兩類。機制電量總規(guī)模根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素確定。單個增量項目機制電量規(guī)模，通過競價方式分類形成。
第七條鼓勵分布式項目自主申報或通過聚合商申報機制電量，不申報機制電量的增量項目，視為不參與機制電量。
第八條機制電量分解至月度執(zhí)行。存量項目各月結(jié)算電量=各月實際上網(wǎng)電量×年度機制電量比例。增量項目各月結(jié)算電量=各月實際上網(wǎng)電量×固定比例，其中：固定比例=年度機制電量÷預計年度上網(wǎng)電量，預計年度上網(wǎng)電量=項目裝機容量×全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例。全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例，具體以每次競價公告為準。增量項目當年已結(jié)算機制電價的電量累計達到年度機制電量規(guī)模，當月超過部分和后續(xù)月份不再執(zhí)行機制電價；年底未達到年度機制電量規(guī)模，不足部分電量不再執(zhí)行機制電價，不跨年滾動。
第九條納入機制的電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益，對應綠證劃轉(zhuǎn)至省級賬戶，并結(jié)合國家部署和用戶需求，探索建立省級賬戶綠證分配和交易機制。第十條新能源項目全容量并網(wǎng)時間，集中式新能源項目、10千伏及以上全額上網(wǎng)的分布式新能源項目，以并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂的時間為準；除10千伏及以上全額上網(wǎng)分布式項目外的分布式新能源項目，以省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間為準。
2025年6月1日起，對原有備案證剩余未并網(wǎng)容量申請并網(wǎng)的，應作為增量項目，參與機制電價競價。存量項目如申請原有備案證新增容量并網(wǎng)，新增容量部分，需向當?shù)卣袠I(yè)主管部門重新備案后，作為增量項目，參與機制電價競價。增量項目備案證容量需全容量并網(wǎng)，方可參與機制電價競價。具體由電網(wǎng)企業(yè)配合能源主管部門組織認定。
第三章機制電價
第十一條存量項目機制電價，參照我省燃煤發(fā)電基準價0.391元/千瓦時執(zhí)行。
第十二條增量項目機制電價，每年組織已全容量并網(wǎng)和預計于次年底前全容量并網(wǎng)，且均未納入過機制執(zhí)行范圍的新能源項目，自愿參與競價形成。競價上下限，由省發(fā)展改革委于每年開展增量項目競價前制定并發(fā)布。
第十三條享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準，按照國家原有規(guī)定執(zhí)行。
第十四條參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照國家跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。
第四章執(zhí)行期限
第十五條存量項目執(zhí)行期限，按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年份（具體到月）與全容量投產(chǎn)滿20年對應年份（具體到月）兩者中較早者確定（原特許權風電項目發(fā)電利用小時數(shù)為滿30000小時）。存量項目因共用計量裝置無法確定全生命周期合理利用小時數(shù)的，按照投產(chǎn)滿20年確定。依據(jù)《財政部國家發(fā)展改革委國家能源局關于〈關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）規(guī)定，海上風電項目、其他風電項目和光伏項目全生命周期合理利用小時數(shù)分別為52000小時、36000小時、22000小時，其中國家確定的光伏領跑者基地項目和2019、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數(shù)在全生命周期合理利用小時數(shù)基礎上增加10%。
第十六條增量項目執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。對于未投產(chǎn)項目，納入機制的增量集中式項目，按進入商業(yè)運營的次月1日、競價申報投產(chǎn)時間的次月1日和入選次年1月1日三者中較晚者起執(zhí)行機制電價；增量分布式項目，按省電力公司營銷系統(tǒng)中明確的全容量并網(wǎng)發(fā)電時間的次月1日、競價申報投產(chǎn)時間的次月1日和入選次年1月1日三者中較晚者起執(zhí)行機制電價。對于已投產(chǎn)項目，納入機制的增量集中式項目，按進入商業(yè)運營的次月1日和入選次年1月1日兩者中較晚者起執(zhí)行機制電價；增量分布式項目，按省電力公司營銷系統(tǒng)中明確全容量并網(wǎng)發(fā)電時間的次月1日和入選次年1月1日兩者中較晚者起執(zhí)行機制電價。
第十七條納入機制的增量項目執(zhí)行履約保函機制，具體按照《江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則》執(zhí)行。
第十八條并網(wǎng)運行未滿前述規(guī)定的機制電價執(zhí)行期限，且累計上網(wǎng)電量未超過機制電價執(zhí)行期限小時數(shù)的風電場改造升級項目，改造升級工期納入機制電價執(zhí)行年限。改造升級完成后，年度機制電量規(guī)模，不超過改造升級前裝機容量對應的機制電量規(guī)模。
第十九條已納入機制的新能源項目，在機制執(zhí)行期限內(nèi)，可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期或在機制執(zhí)行期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。自愿退出的項目，不得參與后續(xù)年份的機制電價競價。
第二十條已納入機制的新能源項目，在機制執(zhí)行期限內(nèi)，可自愿減少次年機制電量比例，每年開展增量項目競價前可申請調(diào)減一次。存量項目每次調(diào)減機制電量比例，原則上應為10%的整數(shù)倍（直至為0），增量項目每次調(diào)減年度機制電量，原則上為上一年10%的整數(shù)倍（直至為0），增量項目每月執(zhí)行比例，原則上不變更。退出后的機制電量，不再納入后續(xù)機制電量執(zhí)行范圍，剩余機制電量按照調(diào)減后比例計算。
第二十一條申請減少機制電量的新能源項目，通過電網(wǎng)企業(yè)“新能源云”平臺或“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提出次年機制電量調(diào)減申請，電網(wǎng)企業(yè)應在收到申請的15個工作日內(nèi)完成調(diào)整協(xié)議簽約。存量項目未申請調(diào)低機制電量比例的，按上一年比例執(zhí)行；增量項目未申請調(diào)低年度機制電量的，按上一年機制電量執(zhí)行。
第二十二條納入機制的新能源項目，已投產(chǎn)后如發(fā)生法人變更等信息變更的，應及時完成發(fā)電業(yè)務許可證等手續(xù)變更，同時于信息變更后5個工作日內(nèi)，通過電網(wǎng)企業(yè)“新能源云”平臺或“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提出變更申請，電網(wǎng)企業(yè)應在受理變更后的10個工作日內(nèi)，完成差價結(jié)算協(xié)議重簽。如項目信息變更后，超過1個月仍未履行變更手續(xù)的，扣除自發(fā)生變更起至向電網(wǎng)提出變更申請期間的機制電量。未投產(chǎn)項目如法人變更，項目建設地點、建設規(guī)模、建設內(nèi)容發(fā)生重大變更，總投資發(fā)生20%以上變化或者放棄建設的，需履行變更手續(xù)，已參與的競價結(jié)果失效，需重新參與競價。
第五章差價結(jié)算
第二十三條對納入機制的電量，由電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算。市場交易均價低于或高于機制電價的部分，納入“系統(tǒng)運行費用—新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”，由全體工商業(yè)用戶分享或分攤。差價結(jié)算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價）。市場交易均價，在電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算運行后，按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權均價確定；電力現(xiàn)貨市場未整月結(jié)算運行期間，根據(jù)月度競價同類項目加權均價確定。
第二十四條省電力交易中心應將分時加權均價、日加權均價、月度市場交易均價等信息，及時推送省電力公司。差價結(jié)算費用納入新能源項目當月上網(wǎng)電費結(jié)算，省電力公司負責對納入機制的電量開展差價結(jié)算費用結(jié)算，與市場交易形成的電費合并后，形成電費結(jié)算賬單，并與新能源項目完成電費收支。
第六章附則
第二十五條本細則由省發(fā)展改革委負責解釋。
第二十六條本細則自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。
附件2
江蘇省增量新能源發(fā)電項目機制電價競價實施細則
第一章總則
第一條為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》要求，推動增量新能源項目獲得新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的競價組織工作開展，引導新能源項目有序健康發(fā)展，制定本細則。
第二條競價工作由省發(fā)展改革委組織開展，按照流程透明化、規(guī)則統(tǒng)一化、操作規(guī)范化的原則，通過公開競價，確定增量項目的機制電價和機制電量，確保競價公平公正公開，有效發(fā)揮新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制對推動新能源高質(zhì)量發(fā)展的積極作用。
第二章競價組織與參與主體
第三條省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心，依托“新能源云”平臺和“網(wǎng)上國網(wǎng)”App開展競價工作，包括集中式、分布式新能源項目資格審核和競價等。集中式新能源項目主要通過“新能源云”平臺提交材料，分布式新能源項目主要通過“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提交材料，完成項目信息和申報價格填報?！靶履茉丛啤逼脚_、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App競價業(yè)務功能模塊，分別提供模塊入口，材料審核通過的項目銜接傳遞至“新能源云”平臺，實現(xiàn)數(shù)據(jù)貫通和統(tǒng)一出清。
第四條競價主體和所需提供材料。
?。ㄒ唬┲黧w范圍
1.全容量并網(wǎng)項目。2025年6月1日（含）后、競價公告發(fā)布前全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的集中式、分布式（分散式，下同）新能源項目（不含已明確電價的競爭性配置項目，下同）。
2.承諾并網(wǎng)項目。經(jīng)項目建設單位自行評估，預計于次年底前全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的集中式、分布式新能源項目。
3.分布式聚合商。具備合法資質(zhì)，并與所代理項目已簽訂書面競價代理協(xié)議的聚合商。
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1.全容量并網(wǎng)項目。集中式項目應提供政府主管部門出具的核準（備案）文件、發(fā)電業(yè)務許可證（豁免項目除外）、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等材料。分布式項目應提供備案文件、購售電合同、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等材料。
2.承諾并網(wǎng)項目。項目應提供政府主管部門出具的核準（備案）文件，并提供建成時間承諾書。戶用分布式光伏項目還應提供個人身份證明、自有住宅產(chǎn)權證明等材料。
3.分布式聚合商。分布式聚合商應具備聚合分布式電源等資源的能力，與所代理新能源項目簽訂書面競價代理協(xié)議，有固定經(jīng)營場所，有能夠滿足參加機制競價的報量報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能的電力市場技術支持系統(tǒng)和客戶服務平臺等。分布式聚合商代理參與競價前，應在江蘇電力交易平臺注冊生效。聚合商所聚合的新能源項目，應符合現(xiàn)行參與電力市場交易的相關規(guī)定要求。
第三章競價電量規(guī)模、價格限制與執(zhí)行期限
第五條競價電量規(guī)模。
1.首次競價電量規(guī)模。首次競價項目為2025年6月1日（含）至2026年12月31日之間全容量并網(wǎng)項目。機制電量總規(guī)模原則上結(jié)合我省增量新能源項目上網(wǎng)電量規(guī)模，參考存量項目機制電量比例確定。
2.第二年及以后競價電量規(guī)模。競價項目為2025年6月1日（含）至競價次年12月31日之間全容量并網(wǎng)且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目。每年開展增量項目競價前，由省發(fā)展改革委會同省能源局，根據(jù)全省當年國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重的預計完成情況、用戶承受能力等因素，明確下一年度新增納入機制的電量規(guī)模。完成情況預計高于消納責任權重的，次年納入機制的電量規(guī)模，可在前一年基礎上適當減少；預計低于消納責任權重的，次年納入機制的電量規(guī)模，可在前一年基礎上適當增加。
3.分類型競價規(guī)模確定。綜合新能源項目建設成本和運行特性，暫分為海上風電項目（含海上風光同場項目，下同）、其他風電和光伏項目（含其他海上光伏項目，下同）兩類，分別通過競價形成機制電價，具體以每次競價公告為準。
4.單個項目申報電量規(guī)模上限。為避免單個項目全電量入圍機制電量后，非理性報價干擾電力市場交易，單個項目申報電量比例上限，不高于預計年度上網(wǎng)電量的90%，每年結(jié)合機制電量競價規(guī)模動態(tài)調(diào)整。預計年度上網(wǎng)電量不超過我省近三年同類項目平均發(fā)電利用小時折算的上網(wǎng)電量，其中：項目預計年度上網(wǎng)電量=項目裝機容量×全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例。全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例，具體以每次競價公告為準。
第六條競價方式和價格限制。
1.增量項目競價上下限。競價上限，依據(jù)合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定；競價下限，依據(jù)全省同類項目最先進電站造價水平（即初始投資）折算度電成本，具體以每次競價公告為準。
2.統(tǒng)一競價確定機制電價及入選電量。競價申報電量規(guī)模按照不低于每年機制電量總規(guī)模的125%設定，如全部競價項目申報電量低于機制電量總規(guī)模的125%時，機制電量總規(guī)模相應縮減。競價時，按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限，不得低于競價下限。價格相同時，按照申報時間優(yōu)先確定排序，直至滿足競價總規(guī)模，最后一個入選項目，按照中標價格的申報容量納入機制電量。
第四章競價流程
第七條競價準備階段。
1.成立競價工作小組。由省發(fā)展改革委會同省能源局、省電力公司、省電力交易中心成立競價工作小組，負責推進增量新能源項目競價相關工作。
2.發(fā)布年度競價通知和競價公告。省發(fā)展改革委發(fā)布年度競價通知，明確年度競價電量規(guī)模、競價項目類型、競價上下限、執(zhí)行期限、全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例、履約保函要求等事項。在省發(fā)展改革委、省電力公司、省電力交易中心的官方網(wǎng)站、“新能源云”平臺和“網(wǎng)上國網(wǎng)”App發(fā)布競價組織公告，包括競價項目類型、競價需提供的材料、競價上下限、機制電價執(zhí)行期限、全省近三年同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)、近三年平均上網(wǎng)電量占發(fā)電量的比例、競價流程、履約保函要求等事項。
第八條材料審核階段。
1.提交競價材料、申報價格、提交履約保函。參與競價的新能源項目，需在競價通知和公告發(fā)布后的10個工作日內(nèi)，通過“新能源云”平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App提交競價相關材料，完成項目信息和申報價格填報。未按期完成的，視為放棄競價資格。已投產(chǎn)新能源項目提交資料包括：項目核準（備案）文件、購售電合同、發(fā)電業(yè)務許可證（豁免項目除外）、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議、競價信息填報承諾書等；聚合商應提供營業(yè)執(zhí)照、法人身份證明、市場主體入市協(xié)議、競價信息填報承諾書，所有代理項目的項目核準（備案）文件、購售電合同、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議、項目單位競價代理協(xié)議等。
未投產(chǎn)新能源項目提交資料包括：
?。?）集中式項目：項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目業(yè)主資信證明、項目建設場址使用或租賃協(xié)議、省電力公司出具的項目電網(wǎng)接入意向函、項目實施方案、設備供應發(fā)票（或其他具備開工條件的證明）等。
?。?）除自然人戶用外的分布式光伏項目：項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目所依托的房屋（設施）產(chǎn)權證明（土地證、宅基地證或者鄉(xiāng)鎮(zhèn)及以上政府出具的房屋產(chǎn)權證明等）、房屋租賃合同或合同能源管理協(xié)議（如建筑為項目建設單位所有）、設備供應發(fā)票（或其他具備開工條件的證明）、電網(wǎng)企業(yè)出具的并網(wǎng)意向受理通知書、建成時間承諾書、競價信息填報承諾書等。
（3）自然人戶用分布式光伏項目：個人身份證明、自有住宅產(chǎn)權證明、項目核準（備案）文件、設備供應發(fā)票（或其他具備開工條件的證明），電網(wǎng)企業(yè)出具的并網(wǎng)意向受理通知書、建成時間承諾書、競價信息填報承諾書等。
（4）聚合商項目：營業(yè)執(zhí)照、法人身份證明、市場主體入市協(xié)議、競價信息填報承諾書，代理項目單位競價代理協(xié)議，所代理項目的備案文件（工商業(yè)分布式光伏）或產(chǎn)權證明（戶用分布式光伏）及其他作為單個項目獨立競價需提供的材料等。
2.競價材料審核。提交材料截止后5個工作日內(nèi)，競價工作小組對提交材料的完整性、合規(guī)性進行審核。聚合商可選擇參與不同年度、不同場次的競價。同一場次中，任一分布式項目主體，僅可選擇一家聚合商作為其競價代理機構。如審核中發(fā)現(xiàn)項目材料缺失的，相關企業(yè)應在審核駁回后3個工作日內(nèi)補齊，并申請再次審核。
3.履約保函開具要求。已投產(chǎn)參與競價的新能源項目和未投產(chǎn)自主參與競價的自然人戶用分布式光伏項目，原則上不收取保函。其他未投產(chǎn)的參與競價新能源項目，需提交在國內(nèi)銀行營業(yè)網(wǎng)點開具的履約保函。分布式聚合商代理參與競價的未投產(chǎn)項目（不含自然人戶用分布式光伏項目），需合并開具履約保函。履約保函的內(nèi)容包括保函編號、簽發(fā)日期、保函金額、申請人及受益人的名稱、銀行詳細地址、聯(lián)系電話等信息、有效期、保函使用條件等。保函金額可按照項目核準（備案）裝機容量、全省該類電源過去三年平均發(fā)電利用小時、全省該類電源過去三年平均上網(wǎng)電價三者乘積的一定比例確定，具體以每次競價公告為準。履約保函有效期，不得早于申報投產(chǎn)時間向后推9個月。
4.履約保函退還機制。競價結(jié)束后，按單個項目開具履約保函的，未入選新能源項目可申請退還履約保函，入選項目全容量并網(wǎng)后，可申請退還履約保函。分布式光伏競價代理商所代理項目和同一發(fā)電企業(yè)申報多個項目合并開具一份履約保函的，其全部入選項目全容量并網(wǎng)后，可申請退還履約保函。5.未按期投產(chǎn)考核。入選項目如未按期全容量并網(wǎng)的，省電力公司可根據(jù)項目投產(chǎn)等履約情況，申請使用保函，向保函開立單位出具原件，要求支付款項，同時向相關主體發(fā)出執(zhí)行告知書，說明其實際投產(chǎn)情況。
第九條競價實施階段。
1.申報價格出清。審核結(jié)束后，“新能源云”平臺對通過審核的項目自動完成價格出清。出清價格為公布的競價下限時，該場次自動取消，并在下調(diào)競價下限后，重新組織競價。
2.公示競價結(jié)果。價格出清結(jié)束后，在“新能源云”平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”App公示擬入選項目，公示期為3個工作日。單個項目參與競價的，公示信息包括項目名稱、項目類型、項目入選電量、機制電價、執(zhí)行期限等。聚合后統(tǒng)一參與競價的，公示信息包括聚合項目名稱、聚合入選總電量、代理項目名稱、代理項目類型、代理項目入選電量、機制電價、執(zhí)行期限等。競價主體對公示結(jié)果有異議的，可在公示期內(nèi)以書面形式正式提出，并提供相關支撐性材料。公示期內(nèi)未提出異議，視為認同競價結(jié)果。
3.公布競價結(jié)果。公示期結(jié)束且各方無異議后，報請競價工作小組審定，并由省發(fā)展改革委發(fā)布競價結(jié)果。發(fā)布內(nèi)容包括：競價項目總體情況，包括機制電量規(guī)模、機制電價、分類型項目個數(shù)和機制電量規(guī)模；競價入選項目清單，包括項目名稱、項目類型、投產(chǎn)時間、項目入選電量、機制電價執(zhí)行期限、聚合項目名稱等。
4.簽訂協(xié)議。競價結(jié)果公布后，省電力公司與入選項目應完成差價結(jié)算協(xié)議簽訂，通過聚合方式入選的項目可由聚合商與省電力公司簽訂差價結(jié)算協(xié)議。差價結(jié)算協(xié)議應明確項目基本情況、納入機制的電量規(guī)模、機制電價、結(jié)算參考價格、差價結(jié)算方式、執(zhí)行期限等內(nèi)容。未在規(guī)定時間內(nèi)簽訂的，視為接受競價結(jié)果，并執(zhí)行機制電價差價結(jié)算。差價結(jié)算協(xié)議原則上每年一簽，協(xié)議期限屆滿前，如新能源項目未退出機制或不調(diào)減次年機制電量的，協(xié)議到期后自動延期一年，延期次數(shù)不限，至機制執(zhí)行到期之日止。
第五章監(jiān)督與考核
第十條參與競價并納入增量機制電量的新能源項目，應按照申報時間投產(chǎn)。新能源項目全容量并網(wǎng)時間晚于申報投產(chǎn)月份，但不超過6個月（含，按自然月計算）時，省電力公司應根據(jù)延期天數(shù)（自申報投產(chǎn)時間次月1日至實際投產(chǎn)日期）每日扣除該項目對應履約保函金額的一定比例作為違約金，具體以每次競價公告為準。違約金在項目實際投產(chǎn)后，采用一次性扣除方式從履約保函中扣除。新能源項目全容量并網(wǎng)時間較申報投產(chǎn)月份，晚于6個月以上時（按自然月計算），該項目當次競價結(jié)果作廢，扣除該項目對應全部履約保函，并取消后續(xù)參與競價的資格。因重大政策調(diào)整、自然災害等不可抗力因素變化導致的延期，提供省級行業(yè)主管部門出具的證明材料，經(jīng)競價工作小組審核后，可免于取消參與后續(xù)競價資格和扣除履約保函資金。
第十一條因競價工作實施過程中引起的爭議問題，由省電力公司與競價主體協(xié)商解決；協(xié)商不成的，可提請競價工作小組參與處理。在問題處理期間，合同或協(xié)議的履行以已簽訂合同條款約定為準，其他參與競價的主體相關工作正常進行。通過聚合商代理參與競價工作的，聚合商視為法定競價主體，發(fā)生爭議時，由其代理的項目單位應首先與聚合商協(xié)商處置。
第十二條各競價主體應自覺維護競價秩序，嚴格遵守國家、省政策規(guī)定和電力交易市場相關規(guī)則，參與增量新能源項目競價時，不得濫用市場支配地位操縱競價價格，不得實施串通報價、哄抬價格和擾亂市場秩序等行為。
第十三條競價工作小組應嚴守保密規(guī)定，做好監(jiān)測和風險防控，對違反競價規(guī)則、串通報價等違規(guī)行為，視情節(jié)在行業(yè)內(nèi)予以通報。
第十四條本細則自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。
附件3
江蘇省新能源發(fā)電項目成本調(diào)查實施細則
第一章總則
第一條為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）和《江蘇省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案》要求，了解掌握新能源項目成本變化，支撐增量項目競價工作順利開展，依據(jù)《中華人民共和國價格法》《政府制定價格成本監(jiān)審辦法》（國家發(fā)展改革委令第8號）等相關規(guī)定，制定本細則。
第二條本細則適用于省發(fā)展改革委為制定新能源項目可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制相關的機制電價、執(zhí)行期限等，對新能源項目開展的成本調(diào)查工作。
第三條基本要求。
?。ㄒ唬┖戏ㄐ浴Ｓ嬋氤杀镜馁M用應當符合《中華人民共和國會計法》等有關法律法規(guī)、國家有關財務制度和國家價格監(jiān)管制度等規(guī)定。
?。ǘ┖侠硇浴Ｓ嬋氤杀镜馁M用應當反映生產(chǎn)經(jīng)營活動正常需要，并按照合理方法和合理標準核算。影響成本水平的主要技術、經(jīng)濟指標，應當符合行業(yè)標準或公允水平。
?。ㄈ┱鎸嵭?。相關成本數(shù)據(jù)應當以經(jīng)會計師事務所、審計部門或稅務部門審計（審核）的年度財務會計報告、手續(xù)齊備的會計憑證、賬簿以及新能源發(fā)電企業(yè)提供的真實、完整、有效的其他相關資料為基礎。
?。ㄋ模┫嚓P性。計入成本的費用應當與新能源項目生產(chǎn)經(jīng)營活動直接或間接相關，非生產(chǎn)性支出不應納入成本。
第二章工作流程
第四條省發(fā)展改革委牽頭組織成本調(diào)查工作，履行主體責任，對成本調(diào)查結(jié)論負責。
第五條對象范圍。
（一）成本調(diào)查通知發(fā)布前已并網(wǎng)運行且正常運營一個完整會計年度及以上的風力發(fā)電和光伏發(fā)電項目，其中：風電項目分為陸上（含集中式和分散式）、海上兩類；光伏發(fā)電項目分為集中式、分布式兩類。
?。ǘ┬履茉窗l(fā)電企業(yè)可根據(jù)調(diào)查范圍項目類型，以單位容量建設投資最低、全投資內(nèi)部收益率最優(yōu)、度電成本最低為原則，自行選擇本企業(yè)所屬具有代表性的每類型一定數(shù)量項目，應優(yōu)先選擇實施成本調(diào)查年度的上一年建成投運項目。
第六條資料收集。
?。ㄒ唬┦“l(fā)展改革委向新能源發(fā)電企業(yè)下發(fā)《新能源發(fā)電項目成本調(diào)查通知》，明確范圍、內(nèi)容、項目所需提供的佐證材料和有關工作要求。新能源發(fā)電企業(yè)應在10個工作日內(nèi)，提交符合要求的成本資料。
（二）新能源發(fā)電企業(yè)按通知要求，配合開展成本調(diào)查工作，客觀如實反映情況，及時準確完整填報《新能源發(fā)電項目成本測算表》等材料，由法定代表人簽字，加蓋企業(yè)公章，提供相關支撐性材料，主要包括：
1.新能源項目成本測算表。包括企業(yè)基本信息、項目概況、技術參數(shù)、成本構成、經(jīng)濟性指標等。
2.項目資料。公司營業(yè)執(zhí)照、公司涉及項目的核準（備案）文件、電力業(yè)務許可證（豁免項目除外）、項目可行性研究報告、具備資質(zhì)的評審機構出具的項目工程決算報告和決算表。
3.會計核算及財務資料。項目各類組件采購合同、項目土地使用證或土地租賃合同、項目審計報告、會計報表（三大報表）。
4.企業(yè)認為其他與項目成本相關的支撐性資料，例如填報表格過程中涉及有關數(shù)據(jù)證明性材料。
?。ㄈ┬履茉窗l(fā)電企業(yè)法定代表人簽署《承諾書》，對提供數(shù)據(jù)的完整性、真實性、準確性負法律責任。
（四）新能源發(fā)電企業(yè)按期將紙質(zhì)蓋章件提交省發(fā)展改革委或委托開展成本調(diào)查工作的相關機構，并將電子版發(fā)送至指定工作郵箱。
第七條成本資料審核。
（一）完整性審核。發(fā)現(xiàn)材料提供不完整的，要求企業(yè)3個工作日內(nèi)補充完整。
（二）準確性審核。依據(jù)行業(yè)標準、市場價格信息等進行成本數(shù)據(jù)校核，審查數(shù)據(jù)準確性。發(fā)現(xiàn)存疑數(shù)據(jù)的，要求企業(yè)盡快補充說明或重新提交，并按一定比例隨機抽取項目樣本，開展現(xiàn)場核查。
?。ㄈ┖弦?guī)性審核。重點審查企業(yè)成本申報是否符合國家和省政策法規(guī)等。
第八條成本數(shù)據(jù)調(diào)整。如發(fā)生以下情形時，新能源發(fā)電企業(yè)應及時調(diào)整申報成本數(shù)據(jù)。
?。ㄒ唬┱叻ㄒ?guī)變化。新政策法規(guī)影響成本計算，按成本調(diào)查機構要求，調(diào)整申報成本數(shù)據(jù)。
?。ǘ┲卮筮\營變化。生產(chǎn)工藝重大改進、設備升級或長期故障維修等導致成本顯著變化，應及時調(diào)整申報成本數(shù)據(jù)。
?。ㄈ┏杀菊{(diào)查機構可根據(jù)形勢變化，要求新能源發(fā)電企業(yè)進行成本數(shù)據(jù)更新。
第三章新能源發(fā)電項目成本構成及運行情況
第九條新能源項目成本，是指從項目前期開發(fā)、建設、運營到最終退役的全生命周期內(nèi)，為完成發(fā)電目標所投入的全部經(jīng)濟資源，包括建設成本、運行維護費、財務費用等。
第十條新能源項目建設成本，是指從前期準備到工程竣工并網(wǎng)期間，為完成項目實體建設所發(fā)生的一次性投資費用，涵蓋設備采購、施工安裝、土地開發(fā)、工程設計等直接和間接投入。
?。ㄒ唬┬履茉错椖拷ㄔO成本，按項目工程決算報告或項目可研報告數(shù)據(jù)填寫。如多個新能源項目存在共用設備設施的，可按照裝機容量比例、發(fā)電量比例或收入比例分攤計入相關項目成本。
?。ǘ┌凑詹煌履茉错椖款愋停忻髦攸c組成的單價數(shù)據(jù)。風電項目包括風機塔筒、吊裝費用、基礎處理費用、升壓站、送出海纜（僅涉及海上風電項目）、征地費用、租地費用等。光伏發(fā)電項目包括組件、支架、升壓站、征地費用、租地費用等。
第十一條運行維護費是新能源發(fā)電企業(yè)維持項目正常運行的費用，包括材料費、修理費、人工費、土地（海域）使用費、保險費用和其他運營費用。
?。ㄒ唬┎牧腺M，指新能源項目所耗用的消耗性材料、事故備品等，包括自行組織日常檢修發(fā)生的材料消耗、委托外部社會單位檢修需要自行購買的材料費用。材料費按照剔除不合理因素后的近三年平均水平計入（投產(chǎn)時間不足三年的，按照過去1-2年的均值確定，下同），如簽訂長期協(xié)議的，按照協(xié)議年限分攤計入。
?。ǘ┬蘩碣M，指新能源項目為了維護和保持發(fā)電設施正常工作狀態(tài)所進行的外包修理活動發(fā)生的檢修費用，不包括自行組織檢修發(fā)生的材料消耗和人工費用。修理費按照剔除不合理因素后的近三年平均水平計入，如簽訂長期協(xié)議的，按照協(xié)議年限分攤計入。
?。ㄈ┤斯べM，指從事新能源項目日常運行的職工薪酬支出，包括工資總額（含津補貼）、職工福利費、職工教育經(jīng)費、工會經(jīng)費、社會保險費用、住房公積金和臨時用工支出等。人工費按照最近一年水平計入。部分人員身兼幾個項目工作的，按照工作量比例或收入比例分攤計入相關項目成本。
（四）土地（海域）使用費，指新能源項目為獲取土地或海域使用權支付的土地租賃費或海域使用費。
（五）保險費用，指新能源項目為轉(zhuǎn)移生產(chǎn)經(jīng)營過程中可能面臨的財產(chǎn)損失、責任風險或人員意外等所購買的各類商業(yè)保險費用，包括發(fā)電設備財產(chǎn)保險、第三者責任險、自然災害險等。保險費用按照實際投保合同確定。
?。┢渌\營費用，指新能源項目正常運營發(fā)生的除前述費用以外的費用。按照實際發(fā)生數(shù)剔除不合理因素后的近三年平均值計入。如分攤所屬企業(yè)的管理費用、銷售費用等，可按照項目裝機容量比例、發(fā)電量比例或收入比例分攤計入相關項目成本。
第十二條財務費用包括在生產(chǎn)經(jīng)營過程中，項目所發(fā)生的利息收支、匯兌損益、金融機構手續(xù)費以及籌資過程中發(fā)生的其他財務費用。利息支出參考同期全國銀行間同業(yè)拆借中心公布的貸款市場報價利率（LPR）水平確定。自有資本金比例未達國家要求的部分，借款利息不計入成本。
第十三條如涉及儲能配套項目的折舊及相關費用、儲能租賃費用、新能源項目在開發(fā)或運行過程中的非技術成本，需在調(diào)查補充事項中單列。
第十四條下列費用不計入調(diào)查成本構成。
?。ㄒ唬┌凑諊矣嘘P規(guī)定由政府補助、政策優(yōu)惠、社會無償捐贈或有其他收入來源補償?shù)馁M用；（二）各類贊助、滯納金、違約金、罰款；
（三）向上級公司或管理部門上交的利潤性質(zhì)的管理費用、代上級公司或管理部門繳納的各項費用、向出資人支付的利潤分成以及對附屬單位的補助支出等；
?。ㄋ模┢渌荒苡嬋胄履茉错椖堪l(fā)電成本的不合理費用。
第十五條項目運行情況。
?。ㄒ唬┌l(fā)電量數(shù)據(jù)以省電力公司計量為準，上網(wǎng)電量數(shù)據(jù)以結(jié)算單為準，按近三年平均值核定。
?。ǘ┤~上網(wǎng)的項目，分類型確定廠用電率。
?。ㄈ夒姄p失，因電網(wǎng)限電導致的電量損失，按合理比例（如歷史均值）計算，不包括新能源發(fā)電企業(yè)自身運營問題導致的停機電量損失。
第四章附則
第十六條新能源發(fā)電企業(yè)應當建立健全獨立的項目成本核算制度，完整準確記錄新能源項目的生產(chǎn)經(jīng)營成本等信息。
第十七條在新能源項目成本數(shù)據(jù)審核過程中，如發(fā)現(xiàn)虛報、瞞報數(shù)據(jù)的情況，除相關項目數(shù)據(jù)不納入統(tǒng)計口徑外，將視情節(jié)在行業(yè)內(nèi)進行通報。
第十八條成本調(diào)查工作人員與新能源發(fā)電企業(yè)有利害關系的，應當回避。成本調(diào)查工作人員不得將獲得的新能源項目成本資料，用于新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制制定以外的任何其他目的，不得泄露新能源發(fā)電企業(yè)的商業(yè)秘密。
第十九條本細則由省發(fā)展改革委負責解釋。
第二十條本細則自2026年1月1日起實施，有效期至2030年12月31日。
