储能与电力市场获悉，10月17日，江苏发改委发布《关于江苏省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，方案自2026年1月1日起实施，有效期至2030年12月31日。以下三份文件随方案下发：
《江苏省增量新能源发电项目机制电价竞价实施细则》
《江苏省新能源发电项目成本调查实施细则》
方案表示2026年1月1日起，全省新能源项目（光伏发电、风力发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，适时推动生物质发电等其他新能源发电项目参与电力市场交易。
需要注意的是，在新能源是否配置储能方面，江苏省的方案明确：
2025年6月1日以前已开展并完成竞争性配置的承诺配建储能的海上风电项目，视同存量项目。
2025年6月1日以前已并网的新能源存量项目，继续执行江苏省配置储能有关政策要求。
鼓励新能源项目自愿配建或租赁储能设施，与新能源协同发挥作用，提高项目市场获利能力。配置储能不作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
虽然不再强制配储，但存量项目的配储需求仍在，且完成竞配的海上风电项目需配储才能视同存量项目。因此，目前已经投运并完成容量租赁的储能项目，租赁仍可作为一项重要的收入源考虑。
另外，在储能方面，方案还指出：推动储能参与电能量市场、辅助服务市场，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
在各省的新能源入市的方案陆续落地后，各地的容量补偿机制一定会陆续出台，这对于储能的运营至关重要，将直接决定了其收益模式、盈利水平。
方案还指出：现货市场申报、出清价格上限暂定为1.5元/千瓦时，申报、出清价格下限暂定为0元/千瓦时，并将适时根据新能源在电力市外获得其他收益和市场运行情况进行调整。
新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可以聚合后参与市场交易。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。
建立新能源可持续发展价格结算机制与差价结算机制。
具体内容如下。
2025年6月1日以前已全容量并网的新能源项目为存量项目，2025年6月1日以前已开展并完成竞争性配置的承诺配建储能的海上风电项目，视同存量项目。
电量规模：新能源项目机制电量占其上网电量的比例不高于90%，户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。
机制电价：存量项目机制电价参考我省燃煤发电基准价0.391元/kWh执行。
执行期限：按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与全容量投产满20年对应年份较早者确定（原特许权风电项目投产发电利用小时数为满30000小时），到期后，存量项目不再执行机制电价。
海上风电项目、其他风电项目和光伏项目全生命周期合理利用小时数分别为52000 小时、36000 小时、22000小时，其中国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在全生命周期合理利用小时数基础上增加10%。
2025年6月1日起全容量并网且未纳入过机制电价的新能源项目，在全省范围内统一组织开展增量新能源项目可持续发展价格机制竞价。
增量项目执行机制电价前，必须满足可观、可测、可调、可控条件且已投产。
竞价分类：暂分为海上风电项目（含海上风光同场项目）、其他风电项目和光伏项目（含其他海上光伏项目）两类，其中其他风电和光伏项目统一组织竞价，同一竞价场次的新能源项目执行相同的机制电价水平和期限。
电量规模：竞价申报电量规模，按照不低于每年机制电量总规模的125%设定，如全部竞价项目申报电量低于机制电量总规模的125%，机制电量总规模相应缩减；单个项目竞价电量申报比例上限，不高于其预计年度上网电量的90%。
机制电价：竟价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，具体以每次竞价公告为准。
执行期限：增量项目执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。到期后，不再执行机制电价。
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已纳入机制的新能源项目，在机制执行期限内，可自愿减少次年机制电量比例，每年开展增量项目竞价前可申请调减一次。存量项目每次调减机制电量比例，原则上应为10%的整数倍（直至为0），增量项目每次调减年度机制电量，原则上为上一年10%的整数倍（直至为0），增量项目每月执行比例，原则上不变更。退出后的机制电量，不再纳入后续机制电量执行范围，剩余机制电量按照调减后比例计算。
竞价实施细则表示，竞价主体范围为全容量并网项目。2025年6月1日（含）后、竞价公告发布前全容量并网且未纳入过机制执行范围的集中式、分布式（分散式，下同）新能源项目（不含已明确电价的竞争性配置项目，下同）。
暂分为海上风电项目（含海上风光同场项目，下同）、其他风电和光伏项目（含其他海上光伏项目，下同）两类，分别通过竞价形成机制电价。
原文如下：
责任编辑：一拳超人
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