深化新能源上网电价市场化改革 推动新能源高质量发展

2025年1月27日，国家发展改革委和国家能源局发布了一则关于新能源上网电价改革及新能源类型发展的通知。

通知表明政府深化新能源上网电价市场化改革、推动新能源全面进入电力市场并由市场决定价格的意图。以下是对通知四大要点的详细阐述。

一、推动新能源发展

总体而言，各利益相关方应努力推动新能源上网电量全面进入电力市场，并通过市场交易形成价格。为此，应完善市场和价格机制，使其适应新能源发展需求，促进新能源入市并公平参与市场，建立有利于新能源可持续发展的价格结算机制。同时，应采取策略、协调政策以完善电力市场，增强对实现新能源发展目标的支持力度。

二、推动市场形成新能源上网电价

（一）推动新能源上网电量参与市场交易

原则上，所有新能源项目的上网电量均进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。新能源项目可报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

对于参与省际和区域间交易的新能源电量，其上网电价和交易机制按照相关省际和区域电力输送政策执行。

（二）完善现货市场交易和价格机制

相关利益方应完善现货市场交易规则，促进新能源公平参与实时市场，加快推动新能源自愿参与日前市场。现货市场申报价格上限应综合考虑各地工商用户当前峰时电价水平等因素确定，下限应考虑新能源在电力市场之外可获得的收益等因素确定。价格由省级价格主管部门会同相关部门及时制定和调整。

（三）健全中长期市场交易和价格机制

利益相关方应持续完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，增加交易频次，建立周度、多日及逐日市场开放机制。允许供需双方结合新能源发电特性合理确定中长期合约的电量、价格、曲线等内容，并根据实际情况灵活调整。利益相关方应致力于完善绿电交易政策，在申报和交易价格中分别明确电价和对应的绿色电力证书（GEC）价格。省内绿电交易不单独组织集中竞价和滚动匹配交易。

相关利益方应鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购售电协议，提前管理市场风险，建立稳定的供需关系。同时，引导电力交易机构在合理趋同、风险可控的前提下探索组织多年期交易。

三、建立健全支持新能源高质量发展的体制机制

（一）建立新能源可持续发展价格结算机制

相关利益方应建立市场外价格差结算机制。新能源电价水平（以下简称“机制价格”）、电量规模及实施周期由省级价格主管部门会同省级能源主管部门和电力运行主管部门明确。对于用于建立该机制的电量，电网企业按照规定对平均市场交易价格低于或高于机制电价的部分进行结算，结算费用纳入当地系统运行成本。

（二）明确新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制价格及实施周期

1. 2025年6月1日前投产的新能源项目

• 电量规模：应与各地现行相关保障性电量政策挂钩。在该规模范围内，新能源项目每年可自主确定进入机制的电量比例，但不得高于上一年度。鼓励新能源项目通过设备升级改造提升竞争力，积极参与市场竞争。

• 机制价格：按照现行价格政策执行，且不高于当地燃煤发电基准价。

• 实施周期：按照现行相关政策保障期确定。已通过竞争配置的光热发电项目和海上风电项目按照各地现行政策执行。

2. 2025年6月1日起投产的新能源增量项目

• 电量规模：各地每年纳入机制的新电量规模根据国家下达的年度非水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。若超过消纳责任权重，下一年度纳入机制的电量规模可适当减少；若低于基准，下一年度纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后的第一年，地方增量项目中纳入机制的新电量占新能源上网电量的比例应与现有新能源价格的非市场化比例适当挂钩，避免大幅波动。单个项目申请纳入机制的电量可适当低于其总发电量。

• 机制电价：由已投产且在未来12个月内投产且未纳入机制实施范围的新能源项目自愿参与投标形成。投标时，按照报价从低到高确定入选项目。原则上，机制电价按照入选项目的最高报价确定，但不得高于投标上限。投标上限由省级价格主管部门综合考虑合理成本效益、绿色价值、电力市场供需状况以及用户承受能力等因素确定。

• 实施周期：根据类似项目初始投资回收平均周期确定。起始时间根据项目申报的投产时间确定，对于入选时已投产的项目，根据入选时间确定。

（三）明确新能源可持续发展价格结算机制的结算方式

对于纳入机制的电量，电网企业每月按照机制电价进行价格差结算，并将平均市场交易价格与机制电价的差值纳入当地系统运行费用。初期不开展其他形式的差价结算。在电力现货市场连续运行的地区，原则上按照实时市场月度发电侧类似项目的加权平均价格确定平均市场交易价格；在电力现货市场非连续运行的地区，原则上按照中长期交易活跃期发电侧类似项目交易的加权平均价格确定平均市场交易价格。各地每年提供纳入机制电量金额的月度明细。若每月实际电网电量低于当月纳入机制的电量，按照实际电网电量结算，年度内按月计算结算。

（四）明确新能源可持续发展价格结算机制的退出规则

纳入机制的新能源项目可在实施期内自愿申请退出。若新能源项目实施期满，或在期限内自愿退出，将不再纳入机制实施范围。

四、保障措施

（一）强化组织实施

省级价格主管部门会同能源部门和电力运行主管部门应制定包括精准分析、听取反馈、加强政策宣传解读以及解决改革实施过程中挑战等策略。国家能源局会同相关部门加强市场监管，确保新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业应做好结算、合同签订等相关工作，并单独统计新能源可持续发展价格结算机制的实施结果。

（二）加强政策协调

• 规划协调：相关利益方应加强规划协调，地方改革实施方案应有利于国家新能源发展规划目标的实现。这包括统筹国家能源和电力规划，加强改革与绿证政策协调，防止绿证环境效益重复计算。

• 改革与市场协调：相关利益方应加强改革与市场协调，新能源参与市场后因报价等因素未上网的电量不纳入新能源利用率统计和考核。

• 改革与环境优化协调：相关利益方应加强改革与环境优化协调，纠正对电力市场的不当干预。不得不合理地与新能源分摊成本，不得将储能配置作为新能源项目审批、并网的前置条件。对于享受财政补贴的新能源项目，在全生命周期合理利用小时数内按照原规定执行补贴标准。

（三）评估措施与成效

各地应密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本收益以及终端用户电价水平变化情况。认真评估改革对行业发展和企业经营的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。

鉴于新能源技术进展、电力市场发展、绿色电力消费增长以及绿证市场发展情况，国家将不断完善可再生能源电力消纳责任权重体系，适时评估并优化新能源可持续发展价格结算机制，并在条件成熟时择机退出。

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