数据显示：两部门：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

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发展改革委、能源局发布《深化新能源上电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》。其中提出，推动新能源上电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电）上电量原则上全部进入电力市场，上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，上电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。
发展改革委、能源局关于深化新能源上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
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会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管道理会，能源局各派出机构，电有限、南方电有限责任、内蒙古电力（集团）有限责任、核工业集团有限、华能集团有限、大唐集团有限、华电集团有限、电力投资集团有限、长江峡集团有限、能源投资集团有限责任、开发投资集团有限、华润（集团）有限、广核集团有限：
为贯彻落的二十届中全会精神和、关于加构建新型电力系统、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，深化新能源上电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上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，行业管道理、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现。
二、推动新能源上电价全面由市场形成
（一）推动新能源上电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上电量原则上全部进入电力市场，上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时市场，加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道部门商有关部门制定并适时调整。
（）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，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，提前管道理市场风险，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。
、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道部门会同省级能源主管道部门、电力运行主管道部门等明确。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。通知施后首年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上电量的比例，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比较高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管道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，各月际上电量低于当月分解电量的，按际上电量结算，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。各省级价格主管道部门会同能源主管道部门、电力运行主管道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，主动协调解决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。能源局派出机构会同有关部门加强市场监管道，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电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，各地改革施方案要有利于新能源发展规划目标的落，并做好与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电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与化环境协同，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、上等的前置条件。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，化政策施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。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化、条件成熟时择机退出。
各地要在2025年底前出台并施具体方案，施过程中遇有问题及时向发展改革委、能源局报告，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。
发展改革委
能源局
2025年1月27日