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上海市新能源可持续发展差价结算工作方案

第一章 总则

第一条 目的依据

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）《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力现货市场基本规则（试行）>的通知》（发改能源规〔2023〕1217号）要求，为完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期，促进新能源高质量发展，结合上海实际，制定本方案。

第二条 结算原则

场内交易，场外结算。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，由电网企业按机制电价开展差价结算，结算费用纳入本市系统运行费。

新老划断，有序衔接。存量项目机制电价，按照现行价格政策执行，不高于本市燃煤基准价。增量项目机制电价，每年组织项目自愿参与竞价形成。

月结月清，近远结合。市电力公司每月按机制电价开展差价结算。在电力现货非完整结算月，与当月同类型新能源项目（风电、光伏、生物质分别作为一类型项目，下同）中长期交易均价开展差价结算；在电力现货完整结算月，与当月同类型新能源项目实时现货结算均价开展差价结算。

第二章 结算项目

第三条 参与差价结算的项目

存量项目：2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目，涵盖各类集中式、分布（散）式新能源项目，具体包括海上风电、陆上风电、海上光伏、陆上光伏、生物质发电等。

增量项目：2025年6月1日（含）以后投产的纳入机制的新能源项目，具体范围同上。

特殊项目：深远海项目，战略留白区光伏，在竞争性配置过程中明确上网电价的海上光伏项目等。

第四条 不参与差价结算的项目

未纳入机制的新能源项目、自愿退出机制的新能源项目、全生命周期已完成的新能源项目、机制电价执行期限到期的新能源项目。

第五条 竞争性配置海上风电项目

2025年6月1日前核准、并通过竞争性配置形成上网电价的海上风电项目按照上海市现行竞争配置相关文件开展结算。

第三章 结算电量分类

第六条 电量分类

新能源结算上网电量类型可分为绿电交易电量、其他中长期交易电量、超发电量、价格接受者电量、现货交易电量、调试运行电量等。

第七条 绿电交易电量

指按照国家和本市绿色电力交易政策开展交易的电量，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（简称绿证）价格。

第八条 其他中长期交易电量

指除绿电交易外的其他各类型中长期交易电量，包括多年期、年度、月度、月内、多日、逐日等多种交易周期的普通直接交易（含电网企业代理购电）电量，交易申报和成交价格均为电能量价格。

第九条 超发电量和电价

超发电量是指具备参与中长期和现货交易条件的新能源项目，未能在市内电力中长期市场和省间市场中达成交易、由本市电网企业消纳的电量。本市具备参与中长期和现货交易条件的市场化新能源企业，仅在当月电力现货非结算日结算超发电量。超发电价初期暂按照全月中长期交易平均电价乘以系数K1确定；后续按照全月分时段中长期交易平均电价乘以系数K1确定。K1暂取0.95，今后根据市场情况适时调整。

超发电价（初期）=全月中长期交易平均电价×K1

超发电价=全月分时段中长期交易平均电价×K1

其中，全月中长期交易平均电价=全月中长期交易总电费÷全月中长期交易净电量。

全月分时段中长期交易平均电价=全月分时段中长期交易总电费÷全月分时段中长期交易净电量。

全月中长期交易涵盖本市批发用户和售电公司的相关绿电交易电能量部分、普通直接交易等各种交易类型，交易周期包括多年或年度分解至月度、月度、月内、逐日等。

第十条 价格接受者电量和电价

价格接受者电量指不具备参与中长期和现货交易条件的、由本市电网企业消纳的新能源项目发电电量。价格接受者按照全月实际上网电量开展结算。结算价格按照全月同类型新能源项目市场交易均价乘以I1确定，I1系数暂取1。

价格接受者结算价格=全月同类型新能源项目市场交易均价×I1

其中，全月同类型新能源项目市场交易均价根据当月是否完整开展电力现货结算运行，分别取全月同类型新能源项目实时现货结算均价或中长期交易均价（不含超发电量）。

鼓励具备调节能力的分布式新能源发电项目直接参与市场交易，视市场建设情况，今后将逐步下调I1系数。

第十一条 电力现货交易电量

电力现货交易电量是指新能源参与现货市场的实时市场电量等。

第十二条 调试运行电量和电价

新能源发电项目调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。调试运行电价按照同类型项目当月代理购电市场化采购均价结算。同类型项目当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型项目月度代理购电电网采购均价结算。

第四章 机制电量规模

第十三条 新能源项目年度电量总规模和机制电量比例

存量项目年度电量总规模原则上按照该项目近3年上网电量均值确定；投产时间不足3年的，按照过去1-2年上网电量均值确定；不足1年的，按照本市最近3年同类型新能源项目平均利用小时数×该项目装机容量×（1-本市同类型新能源项目平均厂用电率）确定。存量新能源项目最高按年度电量总规模的100%纳入机制电量，每年在签订差价协议时自主确定执行机制的电量比例，年内不得更改。首年确定年度机制电量总规模后，后续年份不再增加。

增量项目年度电量总规模和机制电量比例，按照《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》开展竞价后发布的竞价结果公告确定。每年在签订差价协议时自主确定执行机制的电量比例，年内不得更改。首年确定年度机制电量总规模后，后续年份不再增加。

年度机制电量比例不得超过上年度机制电量比例，也不得超过该项目近3年未参与绿电交易电量比例的平均值。

年度机制电量比例=min（上年度机制电量比例，（1-该项目近3年参与绿电交易比例的平均值））。

年度机制电量总规模=年度电量总规模×年度机制电量比例。

市价格主管部门根据电力市场运行情况，适时优化年度机制电量比例退坡方式。

第十四条 月度分解机制电量

月度分解机制电量=月度总上网电量×月度机制电量比例，其中，月度机制电量比例与年度机制电量比例相同。

第十五条 月度结算机制电量

月度结算机制电量，按照以下三个电量中最小值确定：月度分解机制电量、当月未参与绿电交易电量、当月年度剩余机制电量。

月度结算机制电量=min（月度分解机制电量，（当月上网电量-当月绿电交易电量），当月年度剩余机制电量）

其中，当月年度剩余机制电量=年度机制电量总规模-∑各月结算机制电量。

第十六条 非完整年度机制电量规模

非完整年度结算的，按照当年剩余月份数量占比折算新能源项目相应的机制电量规模。

第五章 机制电价

第十七条 存量项目机制电价

存量项目机制电价统一按照本市燃煤基准价执行。

第十八条 增量项目机制电价

增量项目机制电价由每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，具体根据《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》及公示的竞价结果确定。

第十九条 特殊项目机制电价

2025年6月1日前已核准的竞争性配置海上光伏项目，机制电价为燃煤基准价，深远海项目、高成本光伏项目机制电价另行明确。

第六章 执行期限

第二十条 存量项目执行期限

按照现行相关政策保障期限确定，一般按照项目全生命周期合理利用小时与国家可再生能源电价补贴利用小时（如有），自政策实施之日起（含）计算的剩余小时数两者取小值确定。原国家批复文件中另行明确项目利用小时或运行年限的，按照国家有关要求执行。

存量项目执行期限=min（全生命周期合理利用小时自政策实施之日起计算的剩余小时数，国家可再生能源电价补贴利用小时自政策实施之日起计算的剩余小时数（如有））

第二十一条 增量项目执行期限

执行期限按照同类项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定，一般为12年。起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间（入选项目公示结束之日起）确定。如未按期投产，实际投产日期前覆盖电量自动失效。具体增量项目执行期限，按照《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》公示的竞价结果确定。

第二十二条 退出规则

已纳入机制的新能源项目，执行期限内每年可在与市电力公司签订差价协议时自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

第七章 机制电费结算方式

第二十三条 电力现货非完整结算月差价结算方式

在电力现货非完整结算月，新能源项目机制电价与全月同类型新能源项目市场交易均价的差值，乘以月度结算机制电量，则得出月度机制电费。

月度机制电费=月度结算机制电量×（机制电价-全月同类型新能源项目市场交易均价）

其中，全月同类型新能源项目市场交易均价是指本市所有同类型新能源项目当月中长期交易电量（包括年度交易分解的当月电量、绿电交易电能量部分、代理购电交易、月度及月内交易、日交易等，不含省间购售交易）的加权平均价格。

全月同类型新能源项目市场交易均价=全月同类型新能源项目中长期交易总电费÷全月同类型新能源项目中长期交易净电量。

第二十四条 电力现货完整结算月结算方式

在电力现货完整结算月，新能源项目机制电价与全月同类型新能源项目实时现货结算均价的差值，乘以月度结算机制电量，则得出月度机制电费。

月度机制电费=月度结算机制电量×（机制电价-全月同类型新能源项目实时现货结算均价）

其中，全月同类型新能源项目实时现货结算均价是指风电、光伏、生物质三类项目的全月现货实时市场分时节点结算加权平均价格。

第二十五条 机制绿证

新能源项目已开展机制电费差价结算的电量，对应绿证不再归属新能源项目，纳入政府统筹并根据相应规则划转或处理。

第八章 机制电费结算程序

第二十六条 结算部门分工

新能源项目电费分为市场化电量电费和市场外机制电量差价电费。其中，市场化电量电费按照本市中长期交易和现货市场相关规则，以及本方案第九条、第十条明确的超发电量和电价，以及价格接受者市场结算价格，由市电力公司根据上海电力交易中心出具的结算依据开展结算；机制电量差价电费由市电力公司、上海电力交易中心，按照本方案按月开展结算。机制电费由市电力公司统一归集及疏导。

第二十七条 结算前准备

市电力公司于上一年度12月31日前，完成当年新能源项目差价协议签订，建立或更新新能源项目台账，按项目机组类型逐个维护机制电量信息，包括但不限于年度机制电量总规模、年度机制电量比例、月度分解机制电量、机制电价、执行期限等。存量新能源项目原购售电合同暂继续有效，价格条款按照本方案有关规定执行，后续随变更等业务办理逐步重新签订。

现货连续运行前，当月所有中长期交易出清后（当月月底前），按照项目机组类型，上海电力交易中心向当月参与差价结算的新能源项目披露全月同类型新能源项目市场交易均价，同步向市电力公司提供该均价。

现货连续运行后，当月实时市场交易全部出清且上网电量推送上海电力交易中心后1个工作日内，上海电力交易中心会同电力调度机构，按项目机组类型，向当月参与差价结算的新能源项目披露当月同类型新能源项目实时现货结算均价，同步向市电力公司提供该均价。

当月所有绿电交易完成后（不晚于月末倒数第2个工作日），上海电力交易中心向市电力公司提供当月所有参与绿电交易的新能源项目清单等信息。

第二十八条 正式结算

机制电量差价电费由市电力公司结算至所有新能源项目。

1.本市直接（含聚合）参与市场交易的新能源项目。初期暂按如下时间节点，开展月度机制电量差价电费结算，后续视实际情况调整。

每月3日前，市电力公司完成新能源项目上一月度上网电量采集抄表（或根据政府主管部门明确的规则拟合），新能源项目应配合完成上网电量核对确认。经确认无误后，市电力公司向上海电力交易中心提供新能源项目上网电量。

每月5日前，上海电力交易中心完成新能源项目上一月度绿电交易电能结算电量计算，新能源项目应配合完成绿电交易电能结算电量核对、确认。经确认无误后，上海电力交易中心向市电力公司提供新能源项目的绿电交易电能结算电量。

每月8日前，市电力公司根据本方案第十五条，完成上一月度新能源项目月度结算机制电量计算。再根据本方案前款有关规定，完成新能源项目的机制电量差价电费结算。对因计量误差、计算舍尾、政策调整等因素导致的结算偏差费用，纳入次月系统运行费用滚动开展结算。

2.本市未直接参与市场交易、作为价格接受者的新能源发电项目。初期暂按如下时间节点，开展月度机制电量差价电费结算，后续视实际情况调整。

每月3日前，市电力公司完成新能源项目上一月度上网电量采集抄表（或根据政府主管部门明确的规则拟合）。

每月5日前，市电力公司根据本方案第十五条，完成上一月度新能源项目月度结算机制电量计算。再根据本方案前款有关规定，完成新能源项目的机制电量差价电费结算。对因计量误差、计算舍尾、政策调整等因素导致的结算偏差费用，纳入次月系统运行费用滚动开展结算。

3.根据本市中长期交易和现货市场相关规则明确的时限要求，市电力公司将机制电量差价电费与市场化电量电费合并计算，形成新能源项目月度总结算电费，并向新能源项目发布电费账单。按照相关文件规定，新能源项目（除自然人户用分布式光伏外）应配合在规定时限内完成账单确认并开具增值税专用发票，市电力公司据此及时开展电费收支。

4.市电力公司完成月度机制电量差价电费结算后，应按月跟踪、动态调整当年所有参与差价结算的新能源项目年度剩余机制电量，根据政府主管部门要求，按需做好信息报送。

第二十九条 机制电量差价结算电费归集及疏导

衔接月度代理购电价格测算，市电力公司、上海电力交易中心，按月测算次月机制电量差价电费结算规模及系统运行费（机制电量差价电费结算部分）度电折价。完成月度机制电量差价电费结算后，市电力公司开展系统运行费（机制电量差价结算部分）滚动清算，向全体工商业用户分摊或分享。

第九章 保障措施

第三十条 政策协同

市电力公司要积极与市价格主管部门沟通汇报，配合做好本市新能源上网电价市场化改革组织落实工作，明确机制电量分配、交易组织、交易结算等关键环节。按照要求优化新能源市场交易机制，修订相关交易规则，确保政策落地实施。政策实施过程过中遇有问题及时向总部相关部门报告有关情况，协商研究处理方式。

第三十一条 电价监测和风险防范

市电力公司、上海电力交易中心要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。当交易价格出现异常波动时，及时向市价格、能源等主管部门报告，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。

第十章 附则

第三十二条 解释权

本方案由上海市发展和改革委员会负责解释。

新能源可持续发展价格结算机制差价协议

（示范文本）

新能源可持续发展价格结算机制差价协议

本新能源可持续发展价格结算机制差价协议（以下简称差价协议）为电网企业按照《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）《关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关事项的通知》（沪发改价管〔2025〕29号）文件要求与新能源发电项目签订的财务性协议，仅处理与新能源机制电价有关的差价电费结算问题，由下列双方签署：

甲方（买方）： ，系一家具有法人资格，经本市价格主管部门授权的电网经营企业，企业所在地为 ，在________市场监督管理部门登记注册，统一社会信用代码： 。

住所： 法定代表人（负责人）：

开户名称： 开户银行：

账号：

联系人： 电话： 传真：

邮编：

通讯地址：

乙方（卖方）为第 种主体（个人）：

（1）适用于集中式、分布式发电（主体）：

，系一家具有法人资格/经法人单位授权的从事新能源发电业务主体，所在地为 ，于________年 月 日实现并网发电的风电场（机组）/光伏电站（阵列）/生物质电厂，统一社会信用代码： 。

住所： 法定代表人（负责人）：

开户名称： 开户银行：

账号：

联系人： 电话： 传真：

邮编： 邮箱：

通讯地址：

（2）适用于分布式发电（自然人）：

姓名： 身份证号：

住所：

开户名称： 开户银行：

账号：

电话： 传真：

邮编： 邮箱：

通讯地址：

鉴于：

（1）乙方在 （地址）拥有并/兴建并将经营管理总装机容量为 兆瓦（MW）的风电场/光伏电站/生物质电厂（除本协议条款特指某种发电类型外，以下统称为“电厂”）。

（2）电厂已/将并入甲方经营管理的电网运行。

文本：

本协议共________页，一式________份，双方各执________份，按照市价格主管部门要求方式送价格主管部门备案。

第1章 协议解释

1.1 本协议中的“包括”一词指：包括但不限于。

1.2 除另有明确外，本协议中的数字、期限均包含本数。

第2章 新能源项目机制电量

2.1 根据本市新能源上网电价市场化改革相关政策规则，以及新能源项目投产情况，协定乙方项目的年度机制电量总规模和机制电量比例按照下列第________种方式执行：

（1）2025年6月1日（不含）前投产的新能源发电项目，当期自主确定接受机制电价差价协议的年度机制电量总规模为 兆瓦时（计为“A”），不高于本市价格主管部门确定的项目年度机制电量总规模上限 兆瓦时（计为“B”）。当期纳入机制电价差价协议电量规模对应的年度机制电量比例为C（C=A÷B×100%），不高于本市价格主管部门确定的年度机制电量比例上限100%。纳入机制电价差价协议的年度机制电量总规模和机制电量比例年内不得更改、后续年份不再增加，参与绿电交易项目的机制电量比例上限按照政府规定逐年退坡。

（2）2025年6月1日（不含）前核准、并通过竞争性配置形成上网电价的海上风电项目，按原竞争配置等相关文件规定执行。

（3）2025年6月1日后投产的新能源发电项目，由本市价格主管部门组织竞价确定纳入机制电价差价协议电量规模为 兆瓦时，自主确定年度机制电量总规模为 兆瓦时（计为“D”），年度预测上网电量总规模为 兆瓦时（计为“E”），该规模对应的年度机制电量比例为F（F=D÷E×100%）。纳入机制电价差价协议的年度机制电量总规模和机制电量比例年内不得更改、后续年份不再增加，参与绿电交易项目的机制电量比例上限按照政府规定逐年退坡。

2.2 纳入机制电价差价协议的电量已受到协议保障，相应电量不再开展其他形式的差价结算。

2.3 新建新能源项目机制电价差价协议起始时间按政府规定执行。

2.4 甲方（电网企业）根据本市新能源上网电价市场化改革相关政策规则，以及新能源项目当月实际上网电量，计算月度结算机制电量。

第3章 新能源项目机制电价

3.1 新能源项目机制电价根据项目实际全容量投产情况，按照下列第 种方式执行：

（1）2025年6月1日（不含）前已投产的新能源项目，机制电价统一按照燃煤基准电价执行。由此确定机制电价为：415.5元/兆瓦时。

（2）2025年6月1日（不含）前已核准的竞争性配置项目按原竞争配置等相关文件规定执行。

（3）2025年6月1日后投产的新能源项目，根据政府规定及公示的竞价结果确定机制电价,为 元/兆瓦时。

3.2 本协议约定的交易价格为乙方上网侧（上网侧关口计量电量）价格，此价格为含税价格。

第4章 结算参考价格

4.1 机制电价差价协议结算参考价格按本市价格主管部门有关文件规定执行。

第5章 机制电量差价电费结算

5.1 电费计算

甲乙双方同意按以下方式进行机制电费结算：

月度机制电费=月度结算机制电量×（机制电价-结算参考价格）。其中，月度结算机制电量、机制电价、结算参考价格分别根据2.4、3.1、4.1条规定确定。

5.2 结算和支付方式

5.2.1 差价电费按照电能量电费结算要求进行管理。

5.2.2 甲方（电网企业）根据本协议，在电费账单中纳入差价电费结算明细，账单应详细列明月度结算机制电量、机制电价、结算参考价格及差价电费结算金额。

5.2.3 新能源项目已开展机制电费差价结算的电量，对应绿证不再归属新能源项目，纳入政府统筹并根据相应规则划转或处理。

5.2.4 新能源项目差价结算电费纳入系统运行费，由全体工商业用户分享或分摊。

第6章 协议的生效和期限

6.1 本协议在以下条件全部满足之日起生效：

（1）经双方法定代表人或者委托代理人签名并加盖公章或者协议专用章。

（2）按规定需签署并网调度协议的项目，已签署并生效。

（3）新能源项目已经实际全容量投产。

6.2 存在下述情况的，本协议作废：

（1）新能源项目实际全容量投产时间较申报投产时间晚于6个月。

（2）新能源项目机制电价执行期限到期的。

（3）新能源项目在执行期限内自愿申请部分或全部退出机制电价差价结算的。

（4）法律法规规定的其他合同失效的情况。

6.3 本协议期限，自 年 月 日至 年 月 日止。

6.4本协议期限届满前 30 日，若双方无异议，本协议到期后自动延期 1 年，延期次数不限，年度机制电价、机制电量按政府规定执行，具体数字可通过“新能源云”或“网上国网”等平台查询，相关机制电价、机制电量调整后本协议自动按照最新的执行；若任何一方存有异议，应在合同期限届满前 30 日前书面通知对方，并在协议期限届满前进行协商，若协商不成，本协议期限届满后自动终止。

6.5 对于协议文本内容需要修改的情况，在本协议6.3条规定时间或6.4条最近一个延期时间期满前3个月，双方应就续签本协议的有关事宜进行商谈。

第7章 违约责任

当事人一方因不可抗力不能履行合同的，根据不可抗力的影响，部分或者全部免除责任，法律另有规定的除外。因不可抗力不能履行合同的，应当及时通知对方，以减轻可能给对方造成的损失，并应当在合理期限内提供证明。

第8章 争议处理

8.1 凡因执行本协议所发生的与本协议有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请本市价格主管部门调解。协商或者调解不成的，选择以下第 （1） 种方式处理：

（1）双方同意提请 上海 仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。

（2）任何一方依法提请 / 人民法院通过诉讼程序解决。

8.2 在争议解决期间，协议中未涉及争议部分的条款仍需履行。

8.3 其他约定（可另附页）： / 。

第9章 其他相关约定

9.1 在本协议期内，若国家和本市价格主管部门出台新的电价文件，则按新的电价文件执行。

9.2 在本协议期内，乙方纳入机制电价差价协议的机制电量均为中长期合同电量。

9.3 其他： 。

（本页无正文，为签署页）

甲方（盖章）：	乙方（盖章）：
法定代表人/委托代理人：	法定代表人/委托代理人：
签订日期： 年 月 日	签订日期： 年 月 日
签订地点：	签订地点：