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9月19日，福建省发展和改革委员会发布关于公开征求《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》意见的公告，其中提到，推动新能源上网电量全部进入电力市场。集中式风电、集中式光伏（以下简称“集中式新能源”），分散式风电、分布式光伏（以下简称“分布式新能源”）等所有风电、太阳能发电项目，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。根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。
存量项目：
项目范围：2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，2025年6月1日（不含）前全容量并网投产（以下简称“投产”）的其他新能源项目。
机制电量：纳入执行范围的新能源项目与现行保障性政策衔接，后续根据福建省新能源和市场发展情况必要时适当调整。选择电量方式的，按2026年1月1日前最近一个完整年度实际上网电量乘以上述比例系数确定，无完整年度的实际上网电量按全年预测上网电量确定，全年预测上网电量根据装机容量、全省同类型项目近三年平均利用小时数及厂用电率计算。
机制电价：2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目按竞配价格执行，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：2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目投产时间晚于2026年1月1日的，从投产次月1日起执行，其他新能源项目从2026年1月1日起执行。
执行期限：按执行起始日期起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年对应时间较早者确定；执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。其中陆上风电全生命周期合理利用小时数36000小时，海上风电52000小时，光伏22000小时。升级改造项目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：
项目范围：竞价入选项目。
机制电量：按照中标电量确定，选择比例方式的，按照中标电量除以该项目全年预测上网电量确定。
机制电价：通过竞价按边际出清方式确定。
执行起始时间：为便于执行，入选时已投产的项目执行起始时间按次年1月1日起算。入选时未投产的项目执行起始时间按申报投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。
执行期限：按照同类型项目回收初始投资的平均期限确定，具体在竞价公告中明确。执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。
竞价组织实施：原则上按年组织，视情况调整竞价组织频次，2025年开展首次竞价。初期必要时可分技术类型组织竞价。设定竞价上限，初期同时设定竞价下限。第一年（次）竞价电量总规模按照福建省新能源增量项目年度上网电量总规模的一定比例确定，第二年（次）及以后比例上限根据国家下达的非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力以及福建省新能源增量项目规模等因素确定。单个项目申报比例上限适当低于其全年预测电量。建立竞价考核机制。竞价工作方案及竞价具体参数另行发布。
《福建省新能源增量项目竞价工作方案》提到，本方案适用于2025年6月1日（含）后全容量并网投产（以下简称“投产”）的集中式风电、集中式光伏（以下简称“集中式新能源”），分散式风电、分布式光伏（以下简称“分布式新能源”）等所有风电、太阳能发电项目，不包括2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目。
为促进新能源项目充分竞争，按照竞价类型分别开展申报充足率(H)检测，当竞价主体申报的机制电量规模无法满足申报充足率要求时，竞价电量总规模自动缩减，直至满足申报充足率要求为止。
申报充足率(H)=∑该类型项目有效申报电量/该类型竞价电量总规模
其中：有效申报电量指通过审查的竞价主体所申报项目机制电量规模。
采用边际出清的方式确定入选机制电量和机制电价。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，取最后一个入选项目报价作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。
新能源项目自愿参加机制电量竞价，自行承担因未按时投产造成履约保函资金扣减以及取消三年竞价资格等风险。
分布式新能源项目可以直接或者委托竞价代理商（以下简称“代理商”）申报竞价。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。代理商应与所代理的分布式新能源项目签订委托代理竞价协议。代理商可参与不同年度、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，后续根据分布式新能源发展情况调整代理规模上限。任一分布式新能源项目在同一场次竞价中仅可委托一家代理商。
第一次竞价海上风电项目保函金额基数（G）为127万元/兆瓦、陆上风电项目保函金额基数（G）为89万元/兆瓦、光伏项目保函金额基数（G）为34万元/兆瓦。
详情如下：
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
（征求意见稿）
近年来，福建省持续深入贯彻落实党中央、国务院深化电力体制改革的决策部署，大力推进发电侧上网电价市场化改革，部分新能源发电上网电价已通过市场形成。为进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，根据《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）等规定，结合我省新能源发展实际，制定本实施方案。
一、主要目标
按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体要求，充分考虑我省实际，因地制宜、平稳有序推动新能源项目（风电、太阳能发电，下同）全面、公平参与电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制”），加快推进我省电力市场建设，更好支撑我省能源行业与经济社会高质量发展。
二、主要内容
（一）推动新能源上网电量全部进入电力市场。集中式风电、集中式光伏（以下简称“集中式新能源”），分散式风电、分布式光伏（以下简称“分布式新能源”）等所有风电、太阳能发电项目，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。根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。
（二）完善现货市场交易和价格机制。综合考虑新能源技术特点和市场成熟度等因素，以适宜方式推动新能源项目参与现货市场交易。新能源项目全量参与可靠性机组组合和实时市场。现货市场申报、出清价格上限主要考虑我省工商业用户尖峰电价水平等因素确定，价格下限主要根据新能源财政补贴、绿色电力证书（以下简称绿证）、碳市场等收益情况确定，并结合供需及市场建设情况动态调整。
（三）完善中长期市场交易机制。新能源项目可自愿选择参与中长期市场交易。原则上集中式新能源项目直接参与交易，鼓励分布式新能源项目以聚合方式参与交易。新能源项目中长期交易签约比例不作强制要求，签约电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后剩余容量的最大可交易电量确定。推动实现新能源量价、曲线的灵活调整，允许双边协商交易双方根据实际情况合理确定中长期合同的量价、曲线等内容。可自行选择以实时市场任一节点或统一结算点作为结算参考点，未选择的暂默认为实时市场统一结算点。
（四）完善绿电市场交易机制。绿电交易以双边协商、挂牌交易形式开展，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。绿电交易申报和成交价格分别明确电能量价格与绿证价格，其中电能量部分按照省内中长期交易规则开展结算，绿证部分按当月绿电合同电量、上网电量扣除机制电量的剩余电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量，以合同绿证价格结算。
（五）建立新能源可持续发展价格结算机制。
1.存量项目机制
（1）执行范围。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目，2025年6月1日（不含）前全容量并网投产（以下简称“投产”）的其他新能源项目。
（2）项目机制电量上限。纳入执行范围的新能源项目与现行保障性政策衔接，后续根据我省新能源和市场发展情况必要时适当调整。选择电量方式的，按2026年1月1日前最近一个完整年度实际上网电量乘以上述比例系数确定，无完整年度的实际上网电量按全年预测上网电量确定，全年预测上网电量根据装机容量、全省同类型项目近三年平均利用小时数及厂用电率计算。
（3）机制电价。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目按竞配价格执行，其他新能源项目按现行燃煤基准价393.2元/兆瓦时执行。
（4）执行起始时间。2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目投产时间晚于2026年1月1日的，从投产次月1日起执行，其他新能源项目从2026年1月1日起执行。
（5）执行期限。按执行起始日期起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年对应时间较早者确定；执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。其中陆上风电全生命周期合理利用小时数36000小时，海上风电52000小时，光伏22000小时。升级改造项目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。
2.增量项目机制
（1）执行范围。竞价入选项目。
（2）项目机制电量上限。按照中标电量确定，选择比例方式的，按照中标电量除以该项目全年预测上网电量确定。
（3）机制电价。通过竞价按边际出清方式确定。
（4）执行起始时间。为便于执行，入选时已投产的项目执行起始时间按次年1月1日起算。入选时未投产的项目执行起始时间按申报投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。
（5）执行期限。按照同类型项目回收初始投资的平均期限确定，具体在竞价公告中明确。执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。
（六）竞价组织实施。原则上按年组织，视情况调整竞价组织频次，2025年开展首次竞价。初期必要时可分技术类型组织竞价。设定竞价上限，初期同时设定竞价下限。第一年（次）竞价电量总规模按照我省新能源增量项目年度上网电量总规模的一定比例确定，第二年（次）及以后比例上限根据国家下达的非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力以及我省新能源增量项目规模等因素确定。单个项目申报比例上限适当低于其全年预测电量。建立竞价考核机制。竞价工作方案及竞价具体参数另行发布。
（七）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。电网企业每年组织新能源项目签订差价结算协议。新能源项目在机制电量范围内自主确认年度执行比例（或者执行电量）以及月度分解方式，比例或电量不得高于上一年水平，在规定时间内未明确的，默认按照上一年执行（第一年未确认的，默认按比例上限执行）。机制电量采用电量方式的，实行年内按月滚动清算，若至年内某月累计已结算机制电量达到年度机制电量，则当月超过部分及当年后续月份电量不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量，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，在电网企业代理购电价格中公布。电力现货市场未连续运行时，市场交易均价原则上按照当月最近一次同类型项目月度集中竞价加权平均价格确定。电力现货市场连续运行时，市场交易均价取月度发电侧实时市场同类型项目加权平均价格，按照实时市场实际上网电量与实时市场电价加权平均计算确定。新能源项目可自愿申请退出差价结算机制，退出后不再纳入机制执行范围，也不可参加增量项目竞价，其中，选择退出存量项目机制的竞争性配置海上风电仍执行竞争性配置有关条款。机制电量差价结算实施细则另行发布。
三、保障措施
（一）强化政策协同。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。统筹市场主体报价、系统平衡消纳、电网安全运行等因素制定新能源消纳利用排序，原则上报量报价项目依据报价进行排序，报价相同或未参与报价的项目按照等比例方式消纳。衔接省级专用绿证账户，机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户，原则上由全体工商业用户按实际用电量比例分享。
（二）加强电价监测和风险防范。电力交易机构和电网企业定期监测新能源交易价格波动情况，评估价格波动的合理性；认真评估改革对新能源产业发展及企业经营等方面的影响，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。
（三）做好市场规范管理。能源监管机构进一步规范和完善电力市场信息披露规则，披露新能源市场运行总体情况；加强电力市场监管，保障新能源公平参与交易，坚决纠正不当干预电力市场行为，促进市场平稳运行。
（四）做好政策宣贯。组织开展市场培训，宣贯政策要求；强化沟通与协调，及时了解经营主体的意见和诉求，积极回应并采取切实有效措施解决问题，凝聚改革共识，确保政策落实到位。
（五）完善技术支持保障。完善各类技术支持系统功能，做好档案管理、市场注册、交易组织、费用归集与结算等功能开发或改造，完成各专业系统联调贯通，保障信息准确性。
附件
福建省新能源增量项目竞价工作方案
为全面贯彻《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），高质量组织开展新能源增量项目竞价工作，引导福建省新能源有序发展，特制定本工作方案（以下简称“本方案”）。
一、总体原则
（一）适用范围
本方案适用于2025年6月1日（含）后全容量并网投产（以下简称“投产”）的集中式风电、集中式光伏（以下简称“集中式新能源”），分散式风电、分布式光伏（以下简称“分布式新能源”）等所有风电、太阳能发电项目，不包括2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目。
（二）全容量并网认定
新能源项目投产规模按照该项目核准或备案证明文件明确的建设容量予以认定。新能源项目投产时间按发电类电力业务许可证载明的最后一台机组并网时间予以认定；豁免电力业务许可新能源项目，其投产时间以国网福建省电力有限公司（以下简称“电网企业”）业务系统明确的并网送电时间为准。
二、竞价组织及资质要求
（一）竞价组织方式
福建省发展和改革委员会（以下简称“省发改委”）会同国家能源局福建监管办公室（以下简称“福建能源监管办”）指导电网企业成立竞价工作小组，负责竞价准备、资质审核、竞价实施等具体事项。竞价工作依托电网企业建设的技术支撑系统开展。其中：集中式新能源项目通过“国网新能源云”平台提交材料、申报竞价信息；分布式新能源项目通过“网上国网”平台提交材料、申报竞价信息。
（二）竞价申报主体
竞价申报主体（以下简称“竞价主体”）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，申报项目为其已投产和未来12个月内投产，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。其中，自然人申报项目仅限于自然人户用分布式光伏项目。第一次竞价为2025年6月1日（含）至2026年12月31日（含）内已投产和预计投产的项目。
分布式新能源项目可以直接或者委托竞价代理商（以下简称“代理商”）申报竞价。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。代理商应与所代理的分布式新能源项目签订委托代理竞价协议。代理商可参与不同年度、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，后续根据分布式新能源发展情况调整代理规模上限。任一分布式新能源项目在同一场次竞价中仅可委托一家代理商。
（三）资质材料要求
竞价主体参与竞价时应提交以下资质材料（如有变化，将在竞价公告中明确）。
1.已投产的项目
(1)集中式新能源项目。应提交核准或备案证明文件、发电类电力业务许可证（豁免情形除外）。
(2)分布式新能源项目。自然人户用项目应提交户主法定身份证明；非自然人项目应提交项目备案文件、营业执照、法定代表人法定身份证明。如非户主或非企业法定代表人办理，还需提供经办人法定身份证明、竞价授权委托书。竞价授权委托书模板见附件1。
2.未投产的项目
(1)集中式新能源项目。应提交核准或备案证明文件、营业执照、电网企业出具的项目接入系统方案意见函。
(2)分布式新能源项目。自然人户用项目应提交户主法定身份证明、电网企业出具的项目接入系统方案答复单；非自然人项目应提交项目备案文件、营业执照、法定代表人法定身份证明、电网企业出具的项目接入系统设计方案报告研究答复单。如非户主或非企业法定代表人办理，还需提供经办人法定身份证明、竞价授权委托书。
3.代理商代理的项目
代理商应提供营业执照、法定代表人法定身份证明、所代理项目清单信息汇总表以及委托代理竞价协议，协议中应载明的内容包括但不限于：双方的权利与义务、相关风险事项及责任划分等。如非企业法定代表人办理，还需提供经办人法定身份证明、竞价授权委托书。被代理项目应按照本方案“分布式新能源项目”要求提交相应材料。代理商代理项目清单信息汇总表模板及委托代理竞价协议参考文本见附件2、3。
（四）履约保函
未投产的新能源项目需提交银行开具的、符合国家规定的履约保函；代理商应为代理的未投产项目提交一份共用履约保函；已投产项目原则上不提交履约保函；直接参与竞价的户用自然人分布式光伏用户暂免交履约保函。履约保函的有效期限至少应覆盖项目申报投产日期的次月1日至项目申报投产日期后240个自然日。履约保函模板见附件4。
保函金额=项目核准（备案）容量×保函金额基数（G）×10%。
保函金额基数（G）=上一年度竞价通知中发布的该类型项目近三年平均发电利用小时数×上一年度竞价通知中发布的单个项目申报电量上限比例(K)×上一年度竞价通知中发布的该类型项目申报价格上限。
第一次竞价海上风电项目保函金额基数（G）为127万元/兆瓦、陆上风电项目保函金额基数（G）为89万元/兆瓦、光伏项目保函金额基数（G）为34万元/兆瓦。
（五）竞价主体信用管理
竞价主体在竞价过程中若存在以下情形，将被强制退出竞价，该竞价主体中标结果作废，且自当次竞价起三年内该竞价主体最高层级控股公司在福建的所有项目禁止参加竞价。
1.处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
2.处于行政主管部门相关文件确认的禁止竞价的范围和处罚期间内；
3.近三年存在骗取中标或严重违约，经有关部门认定的因其服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故；
4.在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。
三、竞价电量及电价
（一）竞价电量总规模
竞价电量总规模综合考虑国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重的预计完成情况、用户承受能力以及我省新能源增量项目规模等因素确定。当年完成非水消纳责任权重的，次年竞价电量总规模原则上可适当减少；若当年未完成，次年竞价电量总规模原则上可适当增加。其中，第一次竞价电量总规模按照我省新能源增量项目预计年度上网电量总规模的一定比例确定。
（二）分类型组织竞价
初期，必要时竞价可分技术类型组织，后期逐步合并为统一竞价。
（三）单个项目申报电量上限
单个项目申报机制电量上限为该项目全年预测电量的一定比例(K)。
单个项目申报机制电量上限=核准（备案）容量×近三年我省同类型项目平均发电利用小时数×（1-我省同类型项目上一年度厂用电率）×比例(K)
其中：比例(K)根据我省新能源消纳情况及市场供需情况确定，最高取值90%，具体在竞价通知中明确。自发自用余电上网模式的分布式新能源项目进行机制电量差价结算时应扣除自发自用电量。
代理商应为代理的每个项目分别申报机制电量，其可申报机制电量上限为所代理的每个项目可申报机制电量上限之和。
（四）申报价格限值
竞价申报价格上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定；价格下限按照先进电站造价水平折算度电成本确定。申报价格限值由省发改委确定，在竞价通知中明确。
四、竞价机制
（一）设置申报充足率检测
为促进新能源项目充分竞争，按照竞价类型分别开展申报充足率(H)检测，当竞价主体申报的机制电量规模无法满足申报充足率要求时，竞价电量总规模自动缩减，直至满足申报充足率要求为止。
申报充足率(H)=∑该类型项目有效申报电量/该类型竞价电量总规模
其中：有效申报电量指通过审查的竞价主体所申报项目机制电量规模。
（二）机制电价出清
采用边际出清的方式确定入选机制电量和机制电价。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，取最后一个入选项目报价作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。
（三）机制执行期限
执行期限按照同类型项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定，在竞价通知中明确。
（四）机制执行起始时间
对于独立参与竞价的，入选时已投产的项目执行起始时间按次年1月1日起算。入选时未投产的项目执行起始时间按申报投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。对于代理商代理的（含入选时已投产项目），执行起始时间按其代理的所有项目申报最晚投产时间次月1日和入选时间次年1月1日二者取晚起算。
（五）退出机制
已入选机制的项目可自愿申请退出差价结算机制，退出后不再纳入机制执行范围。
五、竞价流程
（一）发布竞价通知
省发改委会同福建能源监管办发布竞价通知，明确竞价电量总规模、竞价类型分组、分组竞价电量规模、分组申报价格限值、单个项目申报电量上限、机制执行期限、申报充足率等相关事项。
（二）发布竞价公告
电网企业在竞价通知发布后3个工作日内发布竞价公告。竞价公告除竞价通知相关内容外，还应包括：竞价主体需提交的相关资质材料、竞价平台（网址）及操作手册、竞价组织程序、时间安排、咨询电话等内容事项。
（三）竞价信息及资料申报
竞价主体需在竞价公告发布后5个工作日内通过竞价平台申报有关信息并提交有关资料，包括但不限于：提交资质材料、提交履约保函、申报机制电量（单位：兆瓦时，保留3位小数）申报机制价格（含税价格，单位：元/兆瓦时，保留1位小数）。
竞价主体对所申报信息与资料的完整性、真实性、合规性、准确性负责。申报截止后，竞价主体所申报的电量、电价自动封存，不再更改。
（四）竞价资料审查
竞价工作小组在竞价资料提交结束后的10个工作日内对竞价主体提交的资料进行形式审查，并将审查中发现的问题反馈至竞价主体。相关竞价主体应在收到反馈信息后的2个工作日内及时完成有关资料的修改或补充，并重新提交审查。逾期未重新提交或重新提交但仍未通过审查的，取消当次竞价资格。
（五）竞价审查公示
竞价工作小组完成审查工作后，对通过审查的新能源项目进行公示，公示期5个工作日。如竞价主体对审查结果有异议，应在公示期内以书面形式向电网企业提出，并提供相关证明材料。
（六）竞价出清
审查结果公示后，电网企业按本方案的规定对竞价主体申报信息开展申报充足率检测及机制电量、电价出清。
（七）竞价结果公示及公布
竞价出清结束后的2个工作日内，电网企业公示拟入选的项目，公示期5个工作日。公示信息包括项目名称、项目类型、入选机制电量、机制电价等。竞价结果公示期结束后，电网企业报请省发改委、福建能源监管办审定，并由省发改委会同福建能源监管办发布竞价结果。
（八）差价协议签订
竞价结果公布后，入选机制的项目应及时与电网企业完成差价结算协议签订。
六、保障措施
（一）各方责任
1.竞价主体应自觉维护公平、公正竞价秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与竞价工作，不操纵市场价格，不串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序。
2.电网企业应做好支持系统建设与运维，保障竞价工作顺利开展；应做好新能源项目并网服务保障、接网工程建设、并网调试工作。
3.竞价组织相关工作人员要严守保密规定，严禁擅自对外泄露项目申报信息及资料等内容。
（二）考核机制
1.投产时间考核
入选时未投产项目实际投产时间较申报投产时间延迟但不超过180个自然日的，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。项目实际投产时间较申报投产时间延迟超过180个自然日及以上的，该项目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。
2.履约保函考核
未入选项目在竞价结果公布后可申请退还保函。入选项目投产后可申请退还保函，其中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保函。项目实际投产时间较申报投产时间延迟但不超过180个自然日的，同意电网企业根据延期天数每日扣除履约保函金额的1‰作为违约金，违约金在项目实际投产后采用一次性扣除方式扣除，剩余履约保函金额返还竞价主体；实际投产时间较申报投产时间延迟超过180个自然日及以上的，同意扣除全部履约保函金额。代理商以项目为对象执行上述规定，按照违约项目扣除履约保函金额。扣除的履约保函金额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分享。
（三）风险提示
新能源项目自愿参加机制电量竞价，自行承担因未按时投产造成履约保函资金扣减以及取消三年竞价资格等风险。
《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》解读说明
一、出台背景
为全面贯彻落实党的二十届三中全会精神及党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，2025年1月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文件”），决定深化新能源上网电价市场化改革，要求各地在2025年底前制定具体实施方案，并组织落实。
二、制定依据
根据136号文件有关要求，结合我省实际，福建省发展和改革委员会起草了《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》（征求意见稿），旨在持续深入贯彻落实党中央、国务院深化电力体制改革的决策部署，大力推进发电侧上网电价市场化改革，实现新能源全部上网电量通过市场形成上网电价。
三、主要内容
（一）建立适应新能源高质量发展的市场交易机制
2026年1月1日起，集中式风电、集中式光伏，分散式风电、分布式光伏等所有风电、太阳能发电项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。完善中长期、现货和辅助服务市场体系，推动新能源公平参与市场交易。
（二）建立新能源可持续发展价格结算机制
新能源在参与电力市场交易后，在市场外设立的一种差价结算机制。即对于纳入机制的上网电量，若市场交易均价低于或高于机制电价，由电网企业进行差价结算，差额费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。项目可自主选择退出机制。
1.区分存量和增量分别施策。存量项目为2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目和2025年6月1日（不含）前全容量并网投产的其他新能源项目；其他为增量项目。
2.存量项目。存量项目机制电量与现行保障性政策衔接，机制电价按我省燃煤基准价0.3932元/千瓦时执行，从2026年1月1日起执行机制，执行期限参照现行可再生能源补贴政策。
3.增量项目。机制电量、机制电价等通过竞价形成，执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。竞价工作依据竞价工作方案开展。
（三）建立增量项目竞价工作机制
1.竞价主体范围。竞价主体涵盖自主参与竞价的已投产的项目、未来一年内计划投产的项目以及代理分布式项目竞价的代理商。其中，投产时间以电力业务许可证为准；豁免的则参照电网业务系统明确的时间。竞价主体依据竞价工作方案提交相应的材料。
2.竞价机制电量。竞价电量总规模第一年（次）按照我省增量项目预计年度上网电量的一定比例确定，后续根据非水可再生能源电力消纳权重、用户承受能力、增量项目规模确定。设置单个项目机制电量申报上限。
3.竞价机制安排。设定申报充足率。设定竞价的上下限水平。根据回收初始投资年限设定机制执行期限。初期可根据成本差异分类型组织竞价。按照“价格优先、时间优先、边际全额成交”的原则出清，确定中标项目、机制电量和机制电价。对于当次未入选的项目，允许其参与后续的竞价活动。
4.建立考核机制。明确存在信用问题的竞价主体不得参与竞价，如有隐瞒、虚假证明则采取强制退出竞价、作废入选结果及考核最高层级控股公司等措施。为引导未投产项目按期投产，建立履约保函管理机制，如发生延期投产，按情节取消相应时段机制电量、扣除保函款项，扣除款项由工商业用户分享；逾期严重的取消其竞价资格。
四、政策影响及意义
对新能源发电企业，机制可缓解新能源项目因随机性、波动性导致的收益大幅波动风险，同时引导项目投资主体在规划、建设阶段精打细算，合理选择技术类型，科学做好选址布局等，减少资源浪费与无序竞争。对居民、农业用户，居民、农业用户仍执行现行目录销售电价政策，改革对其电价水平没有影响。对工商业用户，电价受电力供需、新能源发展情况有所波动，整体较为平稳。
五、联系方式
价格处 0591-87063345
来源：福建省发展改革委
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