国家发展和改革委员会 文件 国家能源局
发改价格〔2025〕136号
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
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 分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量 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。 一、总体思路 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。 二、推动新能源上网电价全面由市场形成 （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 跨省跨区送电相关政策执行。 （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。不断完善中长期市 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，并根据实际灵活调整。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。 三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 （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 现行相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，由各地根据国家下达的年度非水电可再 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。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费用；初期不再 开展其他形式的差价结算。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。 四、保障措施 （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。
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（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价格波动、新能 源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，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，持续增强市场价格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，不断完善可再生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进行评估优化、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
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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。
能
2025年1月27日
主送：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。 抄送：市场监管总局。
国家发展改革委办公厅2025年2月5日印发