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光伏头条获悉，8月5日，上海市发展和改革委员会发布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。文件包括《上海市新能源可持续发展差价结算工作方案》、《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》、《上海市电力市场成本调查工作方案》等工作方案。
文件提出，新能源上网电量全部参与市场交易。2025年底前，本市集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。
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，未直接或聚合参与市场交易的，默认接受市场形成的价格。
完善电网企业代理购电机制。新能源上网电量不再作为保量保价优先发电，电网企业可通过市场化方式采购新能源上网电量，用于匹配居民、农业、代理购电工商业用户用电。
存量项目的电量规模、机制电价和执行期限。
电量规模。2025年6月1日(不含)前全容量并网的存量项目，电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关政策。新能源项目在规模范围内，每年签订差价协议，自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。未签订差价协议或未自主确定的，默认按照该项目可选最高比例和规模上限执行。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。
机制电价，按现行价格政策执行，不高于本市燃煤基准价。(上海燃煤标杆电价为0.4155元/千瓦时)
执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。
增量项目的电量规模、机制电价和执行期限。
电量规模。2025年6月1日(含)后全容量并网的增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达本市的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少;未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。增量项目第一年纳入机制的电量占全市新能源上网电量的比例，与存量项目适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，适当低于其全部发电量。
机制电价，由市价格主管部门每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制电价执行范围的项目自愿参与竞价形成，对成本差异大的按技术类型分类组织。初期，本市各类光伏、风电、生物质发电项目原则上统一竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、不高于竞价上限。
执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，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。
增量项目竞价上下限。竞价上限由市价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑新能源项目成本调查结果、新能源EPC市场报价、避免无序竞争等因素设定竞价下限。
《上海市新能源可持续发展差价结算工作方案》明确，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。
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。
结算项目：
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。
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。
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。
《上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案》提出，本市对集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等各类参与主体原则上进行统一竞价。经成本调查确认，与一般类型项目相比平均成本差异较大的项目，可单独组织竞价。
关于竞价申报价格上下限的确定，文件明确，市发展改革委于每次竞价启动前，依据项目合理收益、绿色能源溢价空间、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定申报价格上下限;
首次竞价，竞价价格上限原则上可根据项目合理收益率，或参考本市燃煤基准价合理确定。
竞价下限以同期先进电站造价水平为基准，折算不含收益的度电成本(仅包含固定成本)，必要时可参考新能源EPC市场报价。市发展改革委可对新能源发电项目实施成本调查。
已获得入选资格的新能源项目，在与市电力公司签订差价协议时可自愿申请全部或部分退出执行机制电量差价结算，退出部分不再纳入机制执行范围，该项目也不得参与后续年份的机制电价竞价。公示结束后一月内未主动签订差价协议，视为全部放弃执行机制电价。
《上海市电力市场成本调查工作方案》文件明确，本方案适用于本市行政区域内，政府开展发电价格管理过程中，对燃煤、燃气、燃油、新能源等发电项目实施的成本调查行为。
原文如下：
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)
国网上海市电力公司，上海电力交易中心，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)有关要求，推动新能源公平参与电力市场交易，促进新能源高质量可持续发展，结合工作实际，现就深化本市新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下:
一、推动新能源上网电价全面由市场形成
1.新能源上网电量全部参与市场交易。2025年底前，本市集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。(责任单位：市发展改革委、市经济信息化委、市电力公司、上海电力交易中心)
2.交易形式。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，未直接或聚合参与市场交易的，默认接受市场形成的价格。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)
3.健全中长期市场交易和价格机制。新能源项目公平参与本市年度、月度以及月内等周期的中长期市场交易。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，并根据实际灵活调整。(责任单位：华东能源监管局，市经济信息化委、市发展改革委、上海电力交易中心)
4.探索组织开展多年期交易。鼓励新能源发电企业与电力用户、绿电需求企业签订多年期购电协议、多年期绿电交易协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。(责任单位：华东能源监管局，市发展改革委、市经济信息化委、上海电力交易中心)
5.完善现货市场交易和价格机制。推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。现货市场差量结算调整为差价结算方式。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑本市工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，由市价格主管部门另行明确。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)
6.完善电网企业代理购电机制。新能源上网电量不再作为保量保价优先发电，电网企业可通过市场化方式采购新能源上网电量，用于匹配居民、农业、代理购电工商业用户用电。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)
二、建立新能源可持续发展价格结算机制
7.机制电价差价结算。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，明确纳入机制的新能源项目的电量规模、机制电价、执行期限等。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，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入本市系统运行费。新能源可持续发展差价结算工作方案见附件1。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)
8.存量项目的电量规模、机制电价和执行期限。(1)电量规模。2025年6月1日(不含)前全容量并网的存量项目，电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关政策。新能源项目在规模范围内，每年签订差价协议，自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。未签订差价协议或未自主确定的，默认按照该项目可选最高比例和规模上限执行。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于本市燃煤基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)
9.增量项目的电量规模、机制电价和执行期限。(1)电量规模。2025年6月1日(含)后全容量并网的增量项目，每年新增纳入机制的电量规模，根据国家下达本市的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少;未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。增量项目第一年纳入机制的电量占全市新能源上网电量的比例，与存量项目适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，适当低于其全部发电量。(2)机制电价，由市价格主管部门每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制电价执行范围的项目自愿参与竞价形成，对成本差异大的按技术类型分类组织。初期，本市各类光伏、风电、生物质发电项目原则上统一竞价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、不高于竞价上限。(3)执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，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。新能源增量项目机制电价竞价工作方案见附件2。(责任单位：市发展改革委、市经济信息中心、市电力公司)
10.增量项目竞价上下限。竞价上限由市价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑新能源项目成本调查结果、新能源EPC市场报价、避免无序竞争等因素设定竞价下限。电力市场成本调查工作方案见附件3。(责任单位：市发展改革委、市价监成调队)
11.结算方式。纳入机制的电量应当分解至月度，由电网企业每月按机制电价开展差价结算;初期不再开展其他形式的差价结算。非电力现货市场连续运行期间，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。电力现货市场连续运行期间，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。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)
12.退出规则。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。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)
13.特殊项目。已通过竞争性配置明确上网电价的海上风电项目，上网电价继续按照现行政策执行。已核准或备案的海上光伏项目，竞争性配置相关文件中已明确上网电价的，则该上网电价为机制电价，不再参与竞价，纳入机制的电量规模参照存量项目相关规定确定。深远海风电等项目有关规定另行明确。(责任单位：市发展改革委、市电力公司)
三、完善市场跟踪与部门协作工作机制
14.加强政策宣传解读。多渠道开展政策宣贯培训，帮助各类经营主体熟悉交易、结算和竞价的规则和流程，提升新能源项目参与市场的能力。强化沟通协调，及时回应社会关切，凝聚改革共识。(责任单位：市发展改革委、市经济信息中心、市电力公司、上海电力交易中心)
15.加强组织落实。电网企业应与新能源项目签订差价协议，及时建立或更新纳入机制的新能源项目台账。优化电力市场电费、市场外机制差价费用结算流程，做好新能源项目电费结算、平台开发等工作，抓紧开展计量装置改造与升级，满足新能源项目参与市场交易的计量条件。(责任单位：市电力公司)
16.建立电价监测和风险防范机制。加强新能源交易价格监测，评估价格波动的合理性。当市场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。(责任单位：市电力公司、上海电力交易中心)
17.强化电力市场政策协同。修订完善电力市场相关规则，做好新能源上网电价市场化改革与本市新能源发展规划目标、能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益，对应绿证统一划转至本市专用绿证账户。如国家出台新的相关政策文件，按国家新规定执行。(责任单位：市发展改革委、市电力公司、上海电力交易中心)
本通知试行至2026年底。
附件:1.上海市新能源可持续发展差价结算工作方案
2.上海市新能源增量项目机制电价竞价工作方案
3.上海市电力市场成本调查工作方案
上海市发展和改革委员会
2025年7月30日
附件1
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
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。
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