光伏头条获悉，9月30日，江西省发改委印发《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则》、《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案》、《江西省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则》。存量项目机制电量：机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，已参与绿电交易的新能源不纳入机制电量范围。机制电价：统一按江西省煤电基准价执行（0.4143元/千瓦时）执行期限：执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。增量项目机制电量：每年新增纳入机制的电量规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。单个项目的机制电量规模≤新能源项目装机容量×近三年全省同类项目平均利用小时数×（1-平均厂用电率）×上限比例。机制电价：2025年首次竞价设置风电、光伏两种类型分别组织开展竞价，后续批次竞价视市场情况，调整组织形式、竞价上限和下限价格。执行期限：根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，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确定。原文如下：各设区市发展改革委，国网江西省电力有限公司，江西电力交易中心有限公司，各有关经营主体：为贯彻落实《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），加快构建新型电力系统，健全绿色低碳发展机制，我们制定了《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案》。现印发给你们，请认真组织落实。2025年9月29日江西省新能源上网电价市场化改革实施方案为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、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，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）相关要求，结合我省实际，制定本实施方案。一、推动新能源上网电价全面由市场形成（一）推动新能源上网电量参与市场交易。省内新能源项目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。集中式风电、光伏项目（以下简称“集中式新能源”）原则上以报量报价方式直接参与市场交易。分散式风电、分布式光伏项目（以下简称“分布式新能源”），鼓励直接或聚合后，以报量报价方式参与市场交易；对于未直接或聚合参与的，作为价格接受者参与市场交易。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。（二）完善现货市场交易和价格机制。新能源项目可报量报价参与现货交易，也可接受市场形成的价格。现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易。新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。新能源和用户可自愿参与日前市场，支持用户侧报量报价参与日前市场，暂不具备条件的，允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行偏差收益回收。考虑全省工商业用户尖峰电价水平、新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，对电力现货市场申报、出清价格设定上下限，适时根据市场情况调整。除正常交易的市场限价之外，设置二级出清价格限值，并结合市场运行情况，适时完善限值及执行方式。（三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，开展分时段带曲线交易。新能源参与中长期交易的申报电量上限按额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网电量确定，结算参考点可自行选择为实时市场任一节点或统一结算点。现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算，可由电网企业代表全体用户与新能源场站签订机制电量中长期合约，合同价格明确为合同的参考结算价，相关电量同步计入用户侧签约比例。适当放宽发电侧中长期签约电量比例要求，用户侧中长期签约电量比例相应调整。完善绿电交易机制，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（以下简称“绿证”）价格。纳入机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。绿证结算电量按当月省内绿电交易合同电量、发电企业扣除机制电量后的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。二、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制（一）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业开展差价结算，结算费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。现货市场连续运行时，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，取消对参与市场交易的新能源月结算均价最低限价的有关规定。2025年6月1日以前投产的存量新能源项目，机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，已参与绿电交易的新能源不纳入机制电量范围，机制电价统一按江西省煤电基准价执行，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。集中式新能源投产容量以项目核准（备案）容量为准，投产时间以电力业务许可证中核准（备案）发电机组最晚投产时间为准；分布式新能源投产容量及时间以电网企业营销系统中项目的“并网容量”和“并网日期”为准。（二）建立增量项目机制电价竞争机制。2025年6月1日及以后投产的增量新能源项目，机制电量年度总规模，综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。机制电价由竞争形成，具体按照边际机组报价确定，同一批次、同类型项目机制电价水平相同。竞价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。初期为避免无序竞争，设置竞价下限和申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本。执行期限，根据同类项目回收初始投资的平均期限合理确定，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确定。（三）新能源可持续发展价格结算退出机制。新能源项目每年可在上限比例范围内，自主确定当年执行机制的电量比例，但不得高于上一年。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。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。电网企业应建立定期校验机制，做好新能源项目到期退出管理。