國家發(fā)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(fā)展的通知

各省、自治區(qū),、直轄市及新疆生產建設兵團發(fā)展改革委,、能源局，天津市工業(yè)和信息化局,、遼寧省工業(yè)和信息化廳,、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業(yè)和信息化廳,，北京市城市管理委員會,，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司,、中國南方電網有限責任公司,、內蒙古電力（集團）有限責任公司、中國核工業(yè)集團有限公司,、中國華能集團有限公司,、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司,、國家電力投資集團有限公司,、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司,、國家開發(fā)投資集團有限公司,、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司：

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(tǒng),、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，充分發(fā)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(fā)展,，現就深化新能源上網電價市場化改革有關事項通知如下,。

一、總體思路

按照價格市場形成,、責任公平承擔,、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協調的要求,，深化新能源上網電價市場化改革,。堅持市場化改革方向，推動新能源上網電量全面進入電力市場,、通過市場交易形成價格,。堅持責任公平承擔，完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制,，推動新能源公平參與市場交易,。堅持分類施策，區(qū)分存量項目和增量項目,，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制,，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期,。堅持統(tǒng)籌協調,，行業(yè)管理、價格機制,、綠色能源消費等政策協同發(fā)力,，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現,。

二、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,。新能源項目（風電,、太陽能發(fā)電，下同）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,。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格,。

參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量,，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。

（二）完善現貨市場交易和價格機制,。完善現貨市場交易規(guī)則,，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場,。適當放寬現貨市場限價,，現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定,，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整,。

（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(guī)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,，并根據實際靈活調整。完善綠色電力交易政策,，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,；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。

鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協議,，提前管理市場風險,，形成穩(wěn)定供求關系。指導電力交易機構在合理銜接,、風險可控的前提下,，探索組織開展多年期交易。

三,、建立健全支持新能源高質量發(fā)展的制度機制

（四）建立新能源可持續(xù)發(fā)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的機制,，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）,、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門,、電力運行主管部門等明確,。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(yè)按規(guī)定開展差價結算,，結算費用納入當地系統(tǒng)運行費用。

（五）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模,、機制電價和執(zhí)行期限,。2025年6月1日以前投產的新能源存量項目：（1）電量規(guī)模，由各地妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例,、但不得高于上一年,。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭,。（2）機制電價,，按現行價格政策執(zhí)行，不高于當地煤電基準價,。（3）執(zhí)行期限,，按照現行相關政策保障期限確定。光熱發(fā)電項目,、已開展競爭性配置的海上風電項目,，按照各地現行政策執(zhí)行。

2025年6月1日起投產的新能源增量項目：（1）每年新增納入機制的電量規(guī)模,，由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況,，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的,，次年納入機制的電量規(guī)?？蛇m當減少；未完成的,，次年納入機制的電量規(guī)?？蛇m當增加。通知實施后第一年新增納入機制的電量占當地增量項目新能源上網電量的比例,，要與現有新能源價格非市場化比例適當銜接,、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量,，可適當低于其全部發(fā)電量,。（2）機制電價，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產,、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成,，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目,，機制電價原則上按入選項目最高報價確定,、但不得高于競價上限,。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益,、綠色價值、電力市場供需形勢,、用戶承受能力等因素確定,，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限,。（3）執(zhí)行期限,，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定,，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,。

（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式,。對納入機制的電量，電網企業(yè)每月按機制電價開展差價結算,，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統(tǒng)運行費用,；初期不再開展其他形式的差價結算。電力現貨市場連續(xù)運行地區(qū),，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定,；電力現貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側中長期交易同類項目加權平均價格確定,。各地將每年納入機制的電量分解至月度,，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算,，并在年內按月滾動清算,。

（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的退出規(guī)則。已納入機制的新能源項目,，執(zhí)行期限內可自愿申請退出,。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的,，均不再納入機制執(zhí)行范圍,。

四、保障措施

（八）加強組織落實,。各省級價格主管部門會同能源主管部門,、電力運行主管部門等制定具體方案，做好影響測算分析,，充分聽取有關方面意見,，周密組織落實，主動協調解決實施過程中遇到的問題,；加強政策宣傳解讀,，及時回應社會關切，凝聚改革共識,。國家能源局派出機構會同有關部門加強市場監(jiān)管,，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行,。電網企業(yè)做好結算和合同簽訂等相關工作,，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集。

（九）強化政策協同。強化規(guī)劃協同,，各地改革實施方案要有利于國家新能源發(fā)展規(guī)劃目標的落實,，并做好與國家能源電力規(guī)劃的銜接。強化改革與綠證政策協同,，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量,，不重復獲得綠證收益。電網企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源,。強化改革與市場協同,，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(tǒng)計與考核,。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協同,，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用,，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準,、并網、上網等的前置條件,。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(guī)定執(zhí)行。

（十）做好跟蹤評估,。各地要密切跟蹤市場價格波動,、新能源發(fā)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(yè)發(fā)展和企業(yè)經營等方面的影響,，及時總結改革成效，優(yōu)化政策實施,，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用,。國家結合新能源技術進步、電力市場發(fā)展,、綠色電力消費增長和綠證市場發(fā)展等情況,，不斷完善可再生能源消納責任權重制度，適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化,、條件成熟時擇機退出,。

各地要在2025年底前出臺并實施具體方案，實施過程中遇有問題及時向國家發(fā)展改革委,、國家能源局報告,，國家將加強指導。現行政策相關規(guī)定與本通知不符的,，以本通知為準,。對生物質、地熱等發(fā)電項目,，各地可參照本通知研究制定市場化方案,。

國家發(fā)展改革委

國家能源局

2025年1月27日