9月30日，江西省發改委印發《江西省增量新能源項目機制電價競價實施細則》、《江西省新能源上網電價市場化改革實施方案》、《江西省新能源可持續發展價格結算機制差價結算細則》。

存量項目

機制電量：機制電量上限原則上與現行具有保障性質的相關電量規模政策相銜接，已參與綠電交易的新能源不納入機制電量范圍。

機制電價：統一按江西省煤電基準價執行（0.4143元/千瓦時）

執行期限：執行期限按照全生命周期合理利用小時數剩余小時數與投產滿20年較早者執行。

增量項目

機制電量：每年新增納入機制的電量規模，綜合考慮當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況等因素確定。

單個項目的機制電量規模≤新能源項目裝機容量×近三年全省同類項目平均利用小時數×（1-平均廠用電率）×上限比例。

機制電價：2025年首次競價設置風電、光伏兩種類型分別組織開展競價，后續批次競價視市場情況，調整組織形式、競價上限和下限價格。

執行期限：根據同類項目回收初始投資的平均期限合理確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。

具體見下：

各設區市發展改革委，國網江西省電力有限公司，江西電力交易中心有限公司，各有關經營主體：

為貫徹落實《國家發展改革委國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），加快構建新型電力系統，健全綠色低碳發展機制，我們制定了《江西省新能源上網電價市場化改革實施方案》。現印發給你們，請認真組織落實。

2025年9月29日

江西省新能源上網電價市場化改革實施方案

為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發展，根據《國家發展改革委國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）相關要求，結合我省實際，制定本實施方案。

一、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量參與市場交易。省內新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。集中式風電、光伏項目（以下簡稱“集中式新能源”）原則上以報量報價方式直接參與市場交易。分散式風電、分布式光伏項目（以下簡稱“分布式新能源”），鼓勵直接或聚合后，以報量報價方式參與市場交易；對于未直接或聚合參與的，作為價格接受者參與市場交易。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

（二）完善現貨市場交易和價格機制。新能源項目可報量報價參與現貨交易，也可接受市場形成的價格。現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。支持分布式新能源直接或通過聚合方式參與現貨交易。新能源項目應全量參與日前可靠性機組組合和實時市場。新能源和用戶可自愿參與日前市場，支持用戶側報量報價參與日前市場，暫不具備條件的，允許用戶側按照在不超過最大用電功率范圍內自主決策申報購買量，不進行偏差收益回收。考慮全省工商業用戶尖峰電價水平、新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，對電力現貨市場申報、出清價格設定上下限，適時根據市場情況調整。除正常交易的市場限價之外，設置二級出清價格限值，并結合市場運行情況，適時完善限值及執行方式。

（三）健全中長期市場交易和價格機制。不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，開展分時段帶曲線交易。新能源參與中長期交易的申報電量上限按額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網電量確定，結算參考點可自行選擇為實時市場任一節點或統一結算點。現階段，機制電量不再開展其他形式的差價結算，可由電網企業代表全體用戶與新能源場站簽訂機制電量中長期合約，合同價格明確為合同的參考結算價，相關電量同步計入用戶側簽約比例。適當放寬發電側中長期簽約電量比例要求，用戶側中長期簽約電量比例相應調整。

完善綠電交易機制，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。納入機制的電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。綠證結算電量按當月省內綠電交易合同電量、發電企業扣除機制電量后的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。

二、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（一）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制，對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業開展差價結算，結算費用納入系統運行費，由全體工商業用戶分攤或分享。現貨市場連續運行時，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定，取消對參與市場交易的新能源月結算均價最低限價的有關規定。2025年6月1日以前投產的存量新能源項目，機制電量上限原則上與現行具有保障性質的相關電量規模政策相銜接，已參與綠電交易的新能源不納入機制電量范圍，機制電價統一按江西省煤電基準價執行，執行期限按照全生命周期合理利用小時數剩余小時數與投產滿20年較早者執行。集中式新能源投產容量以項目核準（備案）容量為準，投產時間以電力業務許可證中核準（備案）發電機組最晚投產時間為準；分布式新能源投產容量及時間以電網企業營銷系統中項目的“并網容量”和“并網日期”為準。

（二）建立增量項目機制電價競爭機制。2025年6月1日及以后投產的增量新能源項目，機制電量年度總規模，綜合考慮當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況等因素確定。機制電價由競爭形成，具體按照邊際機組報價確定，同一批次、同類型項目機制電價水平相同。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期為避免無序競爭，設置競價下限和申報充足率下限，引導新能源充分競爭，降低全社會用能成本。執行期限，根據同類項目回收初始投資的平均期限合理確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。

（三）新能源可持續發展價格結算退出機制。新能源項目每年可在上限比例范圍內，自主確定當年執行機制的電量比例，但不得高于上一年。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。電網企業應建立定期校驗機制，做好新能源項目到期退出管理。

三、完善支持新能源高質量發展的配套體系

（一）健全電力市場信息披露體系。建立以電力交易平臺為載體的統一信息披露平臺，按年度、季度、月度、周度及日度等頻次規范發布電力市場信息。電力交易機構應履行信息披露主體責任，制定標準化信息報送規則，組織市場成員通過指定平臺及時、準確、完整披露相關信息。持續完善市場風險防控機制，強化風險監測預警能力，構建多層次風險化解體系，切實規范電力市場秩序，保障經營主體合法權益與社會公共利益，確保電價市場化改革穩妥有序推進。

（二）建立發電機組成本調查制度。建立健全發電機組成本調查評估體系，構建全周期成本預測模型，為電力市場平穩運行和電價機制改革優化提供數據支撐。立足江西電網能源結構特性，實施常態化成本調查機制，分類型、分場景精準核算發電機組邊際成本、啟動成本及固定成本，形成科學合理的成本基準，推動電價水平與發電成本有效聯動，推動構建電力市場公平競爭秩序。

（三）完善輔助服務市場機制。優化我省輔助服務價格機制，電力現貨市場連續運行時，符合規定的調頻、備用輔助服務費用，原則上由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，參與省內電能量市場交易的新能源上網電量不再分攤。

四、保障措施

（一）加強組織領導。省發展改革委將會同省能源局等根據本方案制定配套實施細則，電力運行主管部門要推進電力現貨市場建設，各單位要強化協同配合，周密組織實施，推動各項工作有序開展。

（二）加強政策宣傳。各有關部門要提前謀劃政策宣傳解讀，凝聚改革共識，形成推進電力體制改革的良好氛圍，主動協調解決實施過程中遇到的問題，及時回應社會關切，確保新能源上網電價市場化改革平穩實施。

（三）加強政策評估。密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。

本方案試行，自2025年10月1日起實施，如遇重大調整，將另行通知。方案實施前執行原政策規定。后續若國家政策調整，按國家規定執行。

各設區市發展改革委，國網江西省電力有限公司，江西電力交易中心有限公司，各有關經營主體：

為推動新能源高質量發展，根據《江西省發展改革委關于印發〈江西省新能源上網電價市場化改革實施方案〉的通知》（贛發改價管〔2025〕718號），我們制定了《江西省增量新能源項目機制電價競價實施細則》。現印發給你們，請認真組織落實。

2025年9月29日

江西省增量新能源項目機制電價競價實施細則

第一章 總則

第一條 制定依據

根據《國家發展改革委國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《江西省發展改革委關于印發〈江西省新能源上網電價市場化改革實施方案〉的通知》（贛發改價管〔2025〕718號）等文件要求，為做好增量新能源項目機制電價競價工作，制定本工作細則。

第二條 工作原則

競價工作按照“流程透明化、規則統一化、操作規范化”的原則，通過公開競價確定增量項目機制電量及機制電價，建立“申報－審核－競價－公示－考核”標準化流程，確保競爭公平、審核公正、結果公開。

第三條 競價組織主體與平臺

增量新能源項目競價工作由江西省發展和改革委員會（以下簡稱“省發展改革委”）牽頭，授權委托國網江西省電力有限公司（以下簡稱“國網江西電力”），依托江西省新能源可持續發展機制電量競價平臺（以下簡稱“競價平臺”）組織開展。

第二章 競價模式

第四條 并網認定方式

（一）全容量認定

并網容量，以項目核準（備案）容量為準。集中式新能源項目全容量并網時間，原則上以電力業務許可證明確的最晚并網時間為準；分布式新能源項目全容量并網時間，以電網企業營銷系統中該項目最后一批次的并網送電時間為準。電網企業應嚴格按照項目核準（備案）文件，出具接入系統設計方案書面回復意見（答復單），并組織并網驗收。

（二）分期（批）并網

項目核準（備案）審批部門同意新能源項目分期（批）并網的，除國家另有規定外，應按期（批）確定全容量并網時間、參加機制電價競價。分期（批）并網的項目，應在核準（備案）文件中明確分期建設規模和建設內容，或分別辦理核準（備案）文件。投產規模與核準（備案）文件中分期（批）建設內容一致的，視同為當期（批）項目按照核準（備案）文件全容量并網。對于具有多個機制電量、機制電價的同一個場站，若分期（批）分別參與市場交易，其每期（批）發電設備應具備獨立計量、獨立控制、獨立預測等功能。

第五條 競價主體范圍

（一）2025年6月1日及以后投產（即全容量并網）的集中式風電、光伏項目（以下簡稱“集中式新能源”），分散式風電、分布式光伏項目（以下簡稱“分布式新能源”），不含已明確電價的競爭性配置項目。

（二）競價公告發布時未投產，但經項目建設單位自行評估，12個月內全容量并網的集中式、分布式新能源項目。

（三）分布式新能源項目聚合商（以下簡稱“聚合商”），其聚合的分布式項目最早投產時間和最晚投產時間間隔不得超過1年。

第六條 資質要求

（一）已投產新能源項目

集中式新能源項目應提供已納入江西省能源局（以下簡稱“省能源局”）年度實施（開發建設）方案的項目，電網企業出具的新能源項目接入系統設計方案報告書面回復意見，政府有權部門出具的核準文件／備案文件，營業執照，項目規模（總容量、機組數量、單機容量、機組類型、主要技術參數等），項目并網驗收意見、項目并網通知書、項目發電業務許可證，與電網項目并網相關的其他必要信息。分布式新能源項目需提供備案文件、購售電合同，高壓分布式新能源項目還需提供與電網企業簽訂的并網調度協議。

（二）未投產新能源項目

集中式新能源項目包括已列入省能源局批準的電力發展規劃或專項規劃項目，或已納入省能源局年度實施（開發建設）方案的項目，項目名稱及所在地，營業執照，項目規模，政府有權部門出具的核準／備案文件等。未投產分布式新能源項目需提供備案文件。

（三）聚合商

與電網企業簽訂聚合用戶確認協議和委托代理協議；具備聚合分布式新能源資源、對聚合資源進行調節和控制的能力；具有固定經營場所，能夠滿足參加機制電量競價的報量報價、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和客戶服務平臺等。

第七條 競價組織

考慮不同技術類型發電項目技術水平差異，初期區分風電、光伏兩種類型分別組織開展競價。鼓勵分布式新能源項目直接或由聚合商聚合后統一參與競價；未參與競價的增量項目不納入當次機制電量。

第八條 時間安排

2025年首次競價，暫定于2025年10月組織開展，首次競價范圍為2025年6月1日至12月31日增量新能源項目。

后續年度競價，在省內電力中長期年度交易組織前完成，原則上每年開展1次，確有必要的可以開展多次競價。競價范圍為已投產和未來12個月內投產，且未納入過機制執行范圍的項目。

第三章 競價電量

第九條 年度電量規模

每年新增納入機制的電量規模，綜合考慮當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況等因素確定。當年完成情況預計超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可在當年增量水平的基礎上，適當減少。未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。

第十條 設置申報充足率參數

設置申報充足率下限，引導新能源充分競爭。申報充足率＝∑該類型競價主體申報電量／該類型競價電量總規模。

第十一條 單個項目機制電量上限

增量項目單個項目申報的機制電量規模上限，由省發展改革委會同有關單位確定，并在競價前予以公布。

單個項目的機制電量規模≤新能源項目裝機容量（交流側）×近三年全省同類項目平均利用小時數×（1－平均廠用電率）×上限比例

平均廠用電率＝1－∑年度上網電量／∑年度發電量，廠用電率參考同類型新能源上年度平均廠用電率計算得出。單個項目若為“自發自用，余電上網”模式，競價申報時根據廠用電率計算的機制電量上限，并相應剔除自發自用電量。

第十二條 聚合商機制電量申報上限

聚合商應為代理的每個項目分別申報機制電量，其可申報機制電量上限為所代理每個項目的可申報機制電量上限之和。聚合商可參與不同年度、不同場次的競價工作。同一場次中，同一分布式項目主體只可選擇一家代理商作為其競價代理機構。

第四章 競價機制

第十三條 競價上下限

2025年首次競價設置風電、光伏兩種類型分別組織開展競價，后續批次競價視市場情況，調整組織形式、競價上限和下限價格。競價申報價格單位為“元／千瓦時”，保留小數點后面3位，含增值稅，不高于競價上限，不低于競價下限。

第十四條 申報充足率檢測

價格出清前應開展申報充足率檢測，當競價主體申報電量規模無法滿足申報充足率下限要求時，競價電量規模自動縮減，直至滿足申報充足率要求。

第十五條 價格出清機制

競價采用邊際出清方式確定出清價格，即將所有同類型競價項目按其申報電價由低到高進行排序，取最后一個入選項目報價作為所有入選項目的機制電價。當只有一個項目按出清價格申報時，該項目納入機制的電量按實際剩余機制電量出清（對應折算的機制電量比例四舍五入后取整數）。當兩個及以上項目按出清價格申報時，上述項目納入機制的電量按裝機容量占比，分配剩余機制電量（對應折算的機制電量比例四舍五入后取整數）。

如邊際機組入選電量小于其申報電量的30％（含），取消最后入選項目的入選結果，機制電價取前一個入選項目的申報價格。

第十六條 項目保函要求

對于擬參與競價的已投產項目，原則上不需繳納履約保函；對于擬參與競價的未投產項目，需提交在省內銀行營業網點開具的履約保函。

保函金額＝項目核準（備案）裝機容量×該類電源年度發電利用小時數×該類型電源競價上限×8％（金額取整到千元），且不低于6000元，聚合商履約保函金額按照聚合代理項目核準裝機總容量計算。

保函有效期到期時間，不得早于申報投產時間后的9個月。其中，按單個項目開具履約保函的，按申報投產次月1日開始計算；合并開具履約保函的，以保函擔保的最晚1個項目申報投產次月1日開始計算。

競價結束后，未入選項目可申請退還保函。入選項目全容量并網后可申請退還保函。聚合商所代理項目共用一份保函，其代理入選項目全部全容量并網后可申請退還保函。具備條件時，新能源項目可通過履約保證保險方式參與競價。

第十七條 執行期限

增量項目機制電價執行期限，根據同類項目回收初始投資的平均期限合理確定。起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間（入選項目公示結束當日）確定。增量新能源項目應該加強項目建設管理，確保項目按期投產。

第五章 競價流程

第十八條 發布競價通知

省發展改革委發布競價通知，明確競價電量規模、競價項目類型、申報價格上下限、執行期限、競價組織方與場所等相關事項。競價通知發布后5個工作日內，國網江西電力發布競價組織公告，明確競價標的、競價主體、需提供競價資質材料、申報價格上下限、機制電價執行期限、競價項目類型、競價流程安排等具體事項。

第十九條 提交競價材料

擬參與競價的相關項目，應根據競價公告要求，在規定的期限內，通過競價平臺提交資質、履約保函、申報電量和電價等競價相關資料。報名截止后，競價工作小組匯總本競價年度省內新能源項目建設及本次申報的項目信息，對提交資料的完整性、合規性進行審核，并將審核結果報省發展改革委。若審核中發現資料缺失的，新能源項目應在3個工作日內補齊，并申請再次審核。逾期未重新提交或提交仍未通過審核的，取消競價資格。

第二十條 組織競價及公示

按競價機制開展競價。若競價中同類項目報價一致性較高時（報價相同的項目占比超2／3，不含按競價下限報價的項目），當次競價結果作廢，國網江西電力應將相關競價資料移交省發展改革委和相關市場監管部門開展市場壟斷調查，調查結束后對該批次不違規項目重新開展競價。

競價結束后，國網江西電力在競價平臺公示擬入選的項目，公示期為3個工作日。競價申報主體對公示結果有異議的，須在公示期內以書面形式提出，并提供相關證明材料。公示期內未提出異議的，視為認可競價結果。

第二十一條 公布競價結果

公示期結束后，報請省發展改革委審定并公布競價結果，國網江西電力在競價平臺同步公布。

第二十二條 簽訂協議

競價結果公布后，由國網江西電力與入選項目簽訂含差價結算條款的購售電合同，明確項目基本情況、納入機制的電量規模、機制電價、執行期限等內容。競價前已經完成購售電合同簽訂的，暫不重簽合同，差價結算等相關事項按照政策規定執行。

第六章 保障措施

第二十三條 考核機制

參與競價并納入增量機制電量的新能源項目應嚴格按照申報時間投產。實際投產時間較項目申報時間延遲不超過6個月的，實際投產日期前覆蓋電量自動失效，按延期天數每日扣除履約保函（保險）資金的1‰，扣除資金納入系統運行費用向全體工商業用戶分享；延遲時間超過6個月的，該項目當次競價入選結果作廢，扣除全額履約保函（保險）資金，并取消3年內該項目投資方（上溯至省級）新能源項目競價資格。

因重大政策調整、自然災害等不可抗力因素變化導致的延期，經省能源局審批通過后，省發展改革委可免于取消后續競價資格以及扣除保函資金。

第二十四條 并網監督

國網江西電力應做好并網服務，嚴格按照時間節點做好建設及并網調試工作，建立并網進度跟蹤機制，按月公開項目進展，堅決避免因電網原因導致新能源項目不能按期投產。已入選未投產的項目，應通過競價平臺等渠道定期填報項目前期工作進展、建設進度情況。

第二十五條 信用管理

競價主體在材料申報、競價過程中存在以下情況時，由國網江西電力上報省發展改革委、省能源局，納入信用管理按照相關規定進行處理，且入選結果無效，兩年內禁止競價：

（一）處于被行政主管部門責令停產、停業或進入破產程序；

（二）處于行政主管部門相關文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內；

（三）近三年存在騙取中標或嚴重違約，經有關部門認定的因其服務引起的重大及以上質量事故或重大及以上安全事故；

（四）被最高人民法院在“信用中國”網站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執行人名單。

第二十六條 爭議處理

因競價工作實施過程中引起的爭議問題，優先由國網江西電力與競價主體協商解決，協商期原則不超過10個工作日，并簽訂和解協議書；協商未果的，可提請屬地能源、價格、電力運行主管部門參與調解工作，建議建立“申訴－復核－公示”三級流程，調解過程不超過30個工作日（主管部門依職權調查取證所需時間不計入），達成一致后，由主管部門出具調解終止通知書，到期未達成一致的，視為調解不成；調解不成的爭議問題，雙方依據合同或協議約定的爭議解決方式。未簽訂合同或協議情況下，爭議方可通過司法途徑解決爭議。在爭議解決期間，合同或協議的履行以爭議解決條款約定為準，其他競價主體的競價工作事項仍需正常進行。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，發生爭議時由其代理的項目單位應首先與聚合商協商處置。

第二十七條 保密與信息安全

各競價主體應自覺維護公平公正的新能源項目競價秩序，嚴格遵守電力市場規則及國家相關規定，依法合規參與新能源項目競價工作，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。競價工作小組要嚴守保密規定，充分發揮市場自律和社會監督作用，履行好市場監控和風險防控責任，對違反競價規則、串通報價等違規行為依規開展監測。

本細則試行，如遇重大調整，將另行通知。

各設區市發展改革委，國網江西省電力有限公司，江西電力交易中心有限公司，各有關經營主體：

為推動新能源高質量發展，根據《江西省發展改革委關于印發〈江西省新能源上網電價市場化改革實施方案〉的通知》（贛發改價管〔2025〕718號），我們制定了《江西省新能源可持續發展價格結算機制差價結算細則》。現印發給你們，請認真組織落實。

2025年9月29日

江西省新能源可持續發展價格結算機制差價結算細則

第一章 總則

第一條 工作目標

根據《國家發展改革委國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《江西省發展改革委關于印發〈江西省新能源上網電價市場化改革實施方案〉的通知》（贛發改價管〔2025〕718號）等文件要求，為建立機制電量差價結算機制，規范做好新能源機制電價差價結算工作，確保結算公平、公正、高效，制定本細則。

第二條 適用范圍

本細則適用于江西省內新能源項目的機制電量結算。

第二章 合同簽訂

第三條 簽訂要求

根據省發展改革委公布的存量新能源項目名單和增量新能源項目競價結果，新能源項目主體應在規定時間內與電網企業簽訂含差價結算條款的購售電合同。

存量新能源項目，原購售電合同暫不重簽，價格條款按照改革要求以及本方案有關規定執行，后續隨變更等業務辦理逐步重新簽訂。增量新能源項目，在項目辦理并網服務時，及時與電網企業完成簽訂。

第四條 簽訂方式

電網企業和新能源項目主體應共同做好合同簽訂工作，加快推進在線簽、電子簽，雙方依法使用可靠的電子簽名，電子合同與紙質合同具備同等效力。

第五條 合同變更

新能源主體發生名稱變更、法人變更等情況，應與電網企業重新簽訂合同。每年11月底前，新能源項目可向電網企業申請變更次年執行的機制電量，變更合同。變更后的機制電量，不得超過原合同約定的機制電量。

第三章 計量結算

第六條 項目檔案管理

電網企業應加強新能源項目檔案管理，區分存量和增量項目，建立完善新能源項目檔案。新能源項目因自愿退出、政策調整等因素造成機制電量、電價發生變更的，電網企業應在收到有關變更事項后，及時更新檔案信息，相應調整差價結算方式。

第七條 計量管理

電網企業應當根據新能源項目機制電量結算要求的最小結算單元，安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。多個新能源項目共用計量點且無法拆分，原則上按照額定容量比例計算各新能源項目的上網電量，由電網企業與新能源項目業主協商確認。

第八條 結算周期

新能源項目的計量周期和抄表時間應當保證最小結算周期的結算需要，保障計量數據準確、完整。其中，機制電量結算原則上以每個自然月為結算周期。

第九條 電力市場交易均價

參與機制電量差價計算的電力市場交易均價，原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定，由江西電力交易中心負責計算和發布，原則上應于次月5日前發布。

第十條 機制電價

存量新能源項目機制電價，統一按江西省煤電基準價執行；增量新能源項目機制電價，通過競價形成。

第十一條 機制電量計算

新能源項目機制電量每月按固定比例（項目確定的機制電量比例）執行，其中：項目當年累計執行的機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分及當年后續月份不得再執行機制電價；若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再執行機制電價，不跨年滾動。存量項目機制電量比例，集中式新能源上限為85％，分布式新能源上限為95％。已納入國家可再生能源電價附加補助目錄的光伏幫扶項目機制電量上限為100％。增量項目機制電量比例上限在競價前予以公布。

新能源項目月度機制電量＝項目月度實際上網電量×項目的機制電量比例

增量項目的機制電量比例＝項目競價確定的機制電量／項目預測的年度上網電量

第十二條 差價電費計算

對機制電量電價執行期限內的新能源項目，電網企業每月按機制電價與電力市場交易均價的差額，對機制電量開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，由全省工商業用戶分攤或分享。

新能源項目可持續發展價格結算機制差價結算電費＝機制電量×（機制電價－電力市場交易均價）。

第十三條 差價電費確認

原則上，新能源項目差價結算電費與當期電能量電費合并出具電費結算單，同步開展確認工作，超期未確認視為無異議。新能源項目在收到電費結算單后應盡快進行核對、確認，如有異議，應在收到后2個工作日內通知電網企業。

第十四條 費用收付管理

新能源項目根據合同約定的支付方式、確認的電費結算單，在5個工作日內及時、足額向電網企業開具增值稅專用發票，并送達至電網企業。若出現當月電費結算單應付金額為負時，新能源項目應在一個月內向電網企業支付相關費用。

第十五條 電費賬單

電網企業應優化新能源電費結算賬單，增加“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”結算科目，實現差價電費單獨歸集、單獨反映。

第四章 保障機制

第十六條 建立滾動清算機制

電網企業應按月預測、滾動清算新能源機制電量差價結算電費，根據機制電量、機制電價、差價結算電費、工商業用戶電量規模等測算和清算差價結算電費，納入系統運行費用疏導。

第十七條 爭議處理

電費結算過程中出現的爭議，由地方價格主管部門協調解決，協商未果的可提請省發展改革委調解。

第十八條 數據管理

電網企業應建立完善的數據采集和管理系統，確保數據安全、準確。新能源發電企業應保存發電數據及相關資料，以備核查。

第十九條 監督管理

各級價格主管部門要積極會同當地市場監管等相關部門，加強對本地區新能源項目機制電量差價結算工作的日常監督。政策實施過程中遇有問題及時報告有關情況，協商研究處理方式。

本細則試行并由省發展改革委負責解釋，如遇重大調整，將另行通知。