一、政策背景与目的
深化新能源上网电价市场化改革是推动能源绿色低碳转型、促进新能源可持续发展的关键举措。
《通知》明确2025年6月1日前投产的新能源存量项目的认定标准、结算机制和过渡安排，保障政策平稳实施，稳定市场预期。
二、政策主要内容
(一)适用范围
存量项目是指2025年6月1日（不含）以前投产的集中式风电（含陆上风电和海上风电）、集中式光伏项目以下简称"集中式项目")，分散式风电、分布式光伏项目（以下简称"分布式项目")。投产是指按照项目核准（备案）容量全部建成并网。
（二）投产时间认定
项目投产时间即全容量并网时间，集中式项目（不含豁免项目）为电力业务许可证中登记的最后一台机组投产时间在2025年6月1日前（不含）、并且电力业务许可证中的投产容量与项目核准（备案）容量相一致，认定为存量项目。分布式项目认定为存量项目的投产时间以电网企业业务系统中明确的全容量并网时间为准，豁免电力业务许可证项目参照分布式项目认定。
三、结算机制
（一）电量规模
（1)存量项目纳入机制电量规模与我省2024年保障性优先发电的实际执行情况、2025年保障性优先发电电力电量平衡方案妥善衔接。集中式陆上风电项目、集中式光伏发电项目、参照集中式项目管理的分布式项目中单个项目纳入机制电量比例不超过项目全年上网电量45%，海上风电项目不超过项目全年上网电量55%，分布式项目（不含参照集中式项目管理的分布式项目）不超过项目全年上网电量100%，每年纳入机制电量规模的比例不得高于上一年水平。
（2)原则上单个项目年度纳入机制电量总规模按照项目近2年上网电量均值 x 该项目纳入机制电量比例确定。投产时间不足2年的集中式项目（含参照集中式项目管理的分布式项目），年度纳入机制电量总规模按照最近2年我省同类型新能源项目平均利用小时数 x 该项目装机容量 x (1-最近2年同类型新能源项目平均厂用电率） x 该项目纳入机制电量比例确定。投产时间不足2年的分布式项目（不含参照集中式项目管理的分布式项目），年度纳入机制电量总规模按照最近2年我省同类型新能源项目平均利用小时数 x 该项目装机容量 x 最近2年同类型新能源项目上网电量占发电量平均比重 x 该项目纳入机制电量比例确定。存量项目首年纳入机制电量总规模确定后，后续年份不再增加。每年签订差价协议时，可在不超过年度机制电量总规模和机制电量比例上限范围内，自主选择年度纳入机制电量规模比例，但不高于上一年水平。
(二)电价水平
存量项目的机制电价按照国家政策上限执行，标准为0.3749元／千瓦时（含税）。
（三）执行期限
原则上存量项目执行期限按各项目自2026年1月1日起剩余全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定。按照国家可再生能源补贴相关规定，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26000小时，全生命周期以首次并网日期作为计算起点。对于无法确定全生命周期合理利用小时数的分布式光伏项目，可按照投产满20年确定。
（四）竞争性配置海上风电项目
已于2025年6月1日以前开展竞争性配置但未投产的海上风电项目，机制电价、机制电量参照竞争性配置方案的规定执行。竞配方案中未约定的，机制电价参照存量项目执行0.3749元／千瓦时（含税）标准，纳入机制的电量、执行期限等按照项目投产后新能源增量项目相关政策执行。
（五）变更与退出机制
2025年6月1日起，存量项目如申请新增容量并网，新增容量部分需以新项目独立核准或备案，新项目作为增量项目，原存量项目无需变更购售电合同（差价结算协议），保留原机制电量执行方式不变。已纳入机制的存量项目，执行期限内可自愿申请部分电量或者全部电量退出，执行到期或者在期限内退出的电量，均不再纳入机制执行范围。
四、存量项目清单
存量项目清单由省发展改革委（能源局）组织相关单位认定。主要认定流程如下：
1、统计阶段
各市供电公司按照属地化原则对纳入存量项目的主体信息进行收集统计，包括项目名称、所属发电企业名称、核准（备案）文件名称、项目2025年6月1日（不含）以前并网容量等，并将统计结果报送至各市发展改革委、省电力公司。
2、审核阶段
各级发展改革部门根据"谁核准（备案），谁负责"原则开展审核。各市发展改革委按属地原则对审核结果进行汇总，并于9月28日前报送至省发展改革委（能源局）。
3、公示阶段
以上审核结果通过"国网新能源云"和"网上国网平台"予以公示，公示期3个工作日。如项目主体对审核结果有异议，应在公示期内以书面形式向项目核准（备案）机关提出，并提供相关证明材料。
五、政策影响与意义
体现了对新能源存量项目历史贡献的认可，通过市场化机制优化资源配置，为新能源可持续发展提供制度保障。通过明确存量项目认定标准、电量核定方法和电价水平，有利于稳定投资预期，保障企业合理收益，推动新能源行业平稳过渡到市场化新阶段。
