新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格

  参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电有关政策执行。

  （1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。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。

  （3）执行期限，按照现行有关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

  （1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地依照国家下达的年度非水电可再次生产的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。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

  （2）机制电价，由各地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，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。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、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级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，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

  （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。

  1.参与市场交易的电量规模：新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

  2.参与市场的具体交易方式：新能源公平参与实时市场，自愿参与日前市场。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，并结合实际灵活调整。

  3.完善电力现货市场交易规则：适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前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。

  4.完善中长期与绿电绿证交易规则：逐渐完备中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。完善绿色电力交易政策，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（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

  1.结算方式：针对应补偿电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行的成本；初期不再开展别的形式的差价结算。

  2.电力现货市场连续运行地区交易均价计算逻辑：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；

  3.电力现货市场未连续运行地区交易均价计算逻辑：电力现货市场未连续运行地区，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。

  4.月度结算电量分解：各地将每年纳入补偿的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

  5.退出机制：已纳入补偿的新能源项目，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。

  1.补偿电量规模：由各地衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2.补偿电价标准：按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

  3.补偿执行期限：按照现行有关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

  1.补偿电量规模：由各地依照国家下达的年度非水电可再次生产的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。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

  2.补偿电价标准：由各地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，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。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、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级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，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

  3.补偿执行期限：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。

  1.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。

  2.与电网代购电协同：电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。

  3.与市场协同：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；不得向新能源不合理分摊费用，

  4.与新能源发展协同：不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

  5.与补贴政策协同：享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理规划利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

  1.收入构成与来源出现重大变化：新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用；市场交易费用需要通过主动交易策略实现，价差补偿收入也存在一定竞争与策略要求，辅助服务分摊费用意味着新能源需要与用户一起承担电力系统调节成本。

  2.市场交易收入存在大幅度波动：随着电力现货市场的全面铺开，高频中长期交易的连续开展，新能源现货交易收入将受市场供需与报价影响，中长期交易收益则完全取决于自身交易能力和可调资源规模。对于不同电站来说，由于节点电价与发电特性不同，市场交易收入存在巨大差异。

  3.价差补偿收入还原不了价格：补偿价差由市场平均交易价格和补偿基准价格共同决定，在同一地区的同一时间，同一类型新能源发电价差相同。价差补偿还原的是行业平均电价，不会也无法抹平个体电站在交易收入上的巨大差异。

  1.市场交易成为新能源必备能力：与电站运维一样，市场交易将成为新能源电站的必备能力，具有优势的电站一定要通过市场交易将其转化成真实收入，对于位置与特性处于劣势的电站，则一定要通过交易能力建设进行弥补，避免电价一下子就下降。同时，为实现市场收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用的最大化，也要设计更加合理的交易策略。

  2.生产运维需要面向市场进行提升：为了获得更高的市场交易收入和价差收入，运维策略需要结合市场行情报价进行精细化考虑，而不能仅以安全生产与电量最大化为目的。同时对新能源功率预测与发电预测的要求也会更高。

  1.投资应该要依据市场化交易收入进行决策：随着新能源装机规模的逐步饱和，保障性收入的持续降低，新能源电站的收入将明显走低，因此不合理的投资决策将在某些特定的程度上受到抑制。

  2.项目核准与并网要求降低：由于新能源将承担辅助服务等费用，以市场化的方式承担自己在电力系统运行中的责任与义务，因此传统强制配储进行自调节将没有必要；同时新电站带来的收入补偿压力下降，并网与发电受阻问题也将在某些特定的程度上得到缓解。

  1.火电侧收益大于损失：一方面，火电发挥自身灵活性能够得到更多的辅助服务收入，市场中的调节性资源将因为新能源入市而受益。另一方面，随着现货市场行情报价上下限的调整，火电的电能量短期收益将有可能增加。最后，随着新能源并网要求的降低，新能源电量占比可能增加，这可能在某些特定的程度上会减少火电收入。

  2.用户侧影响待观察：由于新能源平均收入整体在过渡期不会有太大变化，因此用户侧的购电成本影响总体不会很明显。随着新能源电量规模的增加，市场行情报价有下行可能；但火电等调节性资源的成本可能会上升，因此用户侧最终的电价是上升还是下降，还有待于进一步的观察。

  第一，做好“交易全周期发电预测”。在现货市场的背景下，新能源企业要对传统的功率预测进行升级，以满足现货交易的需要；同时，短期和中期交易对应的新能源发电量预测模型也需要发展和优化，基础来自于新能源场站自身的历史数据积累、多源气象预报数据的研究。

  第二，建立适应新能源高波动特性的高频交易能力。新能源时时刻刻需要针对小时与15分钟颗粒度的电量进行合同仓位调整。但目前，行业在这方面的人才储备极其欠缺，大多数企业还在使用Excel进行交易，在一个人需要覆盖五、六个场站的情况下，还想实现高频交易是不现实的，这一问题不解决的话，新能源高频交易与风险控制就无从谈起。

  第三，构筑资源整合能力。保障电量消纳、经营增收的核心是资源整合，即通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”与“新能源+用电”，减少单独预测新能源的难度，方便通过交易在多主体之间进行偏差调整，并抓住更多的交易机会，来保证交易收益和电量消纳。毕竟，在市场交易策略之外，新能源企业通过自身努力能做到的是通过“新能源+其他”打捆形成资源整合能力。

  第一，基于市场行情报价信号来投资决策。市场交易收入是新能源电站未来主要的收入来源，因此投资模型需要重构，正确合理的投资决策首先依赖于对市场行情报价走势和电量消纳能力的全面与精细了解，从而能够在合适的省区、节点投资合理的发电特性的能源资产。

  第二，打通企业内部营销与生产的联系。收入实现不只是营销一个部门或环节的责任，运维、运行都需要面向市场行情报价信号来优化，以此来实现精益化生产与精细化运营，确保企业的高价时刻的发电能力，减少因为自身内部不协调带来的交易损失与偏差考核。

  第三，构筑面向高频交易的风险管理体系。电力市场交易窗口多、交易标的多、报价操作频繁、成交与结算数据繁多，为降低交易风险、确保流程合规，需要仔细考虑建立体系化的事前、事中风险管理能力，并能在事后实现基于明细数据的全方位复盘与评价能力，从而防止跑冒滴漏，保障交易收入可控、在控。

  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水平发展的通知

  各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：

  为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分的发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高水平质量的发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。

  按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全方面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

  （一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

  参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电有关政策执行。

  （二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，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。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前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，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。

  （三）健全中长期市场交易和价格机制。逐渐完备中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。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，并结合实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，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（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

  鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

  （四）建立新能源可持续发展价格结算机制。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，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。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，结算费用纳入当地系统运行费用。

  （五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。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，主动参与市场之间的竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行有关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

  2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地依照国家下达的年度非水电可再次生产的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。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地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，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。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、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级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，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（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。

  （六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行的成本；初期不再开展别的形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，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；电力现货市场未连续运行地区，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。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

  （七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。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。

  （八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。

  （九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家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。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，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。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理规划利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

  （十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场行情报价波动、新能源发电成本和收益变化、最终用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场行情报价信号对新能源发展的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，逐渐完备可再次生产的能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制做评估优化、条件成熟时择机退出。

  各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。

  国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问

  为贯彻落实党的二十届三中全会关于推进能源领域价格改革的决策部署，充分的发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源行业高水平质量的发展，促进能源绿色低碳转型，近日国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）。就此，记者正常采访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。

  答：国家格外的重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。

  随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好地发挥市场机制作用，促进行业高水平质量的发展。当前，新能源开发建设成本比早期一下子就下降，各地电力市场加快速度进行发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

  答：改革总体思路是，坚持市场化方向，推动新能源上网电量全方面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。

  改革主要内容有三方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。

  答：新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅度的增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又基本上没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅度波动，不利于新能源可持续发展。为解决这一个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这一种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。

  答：新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革需要平衡好新老项目关系。在充分听取各方面意见建议基础上，改革方案提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量和增量，实行不同的政策。

  存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模依照国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好地发挥市场作用。

  答：这项改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场行情报价较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。

  答：深化新能源上网电价市场化改革是贯彻落实党的二十届三中全会精神，在电力领域推出的重大改革措施，标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐，将对电力行业带来深远影响。

  一是有利于推动新能源行业高水平质量的发展。新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场行情报价，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将依照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。

  答：国家发展改革委、国家能源局将会同有关方面组织好方案的实施。一是允许地方因地制宜确定实施时间。考虑到不同地方新能源发展状况不一、电力市场情况不同，由各地依照国家政策制定具体方案，自行确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。二是强化政策协同。指导各地在组织实施过程中，强化改革与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等协同，精心组织落实。三是做好跟踪评估。指导各地密切跟踪市场动态，认真评估改革影响，及时总结改革成效，优化政策实施。国家也将结合新能源发展状况等，逐渐完备有关政策措施。

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