建立新能源可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，當市場交易價格低於機制電價時給予差價補償，高於機制電價時扣除差價。透過這種“多退少補”的差價結算方式，讓企業能夠有合理穩定的預期。
2月9日訊息，國家發展改革委、國家能源局釋出《深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》。
其中提出，推動新能源上網電量參與市場交易。新能源專案（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價透過市場交易形成。新能源專案可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。
為什麼要建立新能源可持續發展價格結算機制？對此，國家發展改革委、國家能源局有關負責同志在就深化新能源上網電價市場化改革答記者問時表示，新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發電集中在午間，全面參與市場交易後，午間電力供應大幅增加、價格明顯降低，晚高峰電價較高時段又幾乎沒有發電出力，新能源實際可獲得的收入可能大幅波動，不利於新能源可持續發展。為解決這個問題，經反覆研究，方案提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，當市場交易價格低於機制電價時給予差價補償，高於機制電價時扣除差價。透過這種“多退少補”的差價結算方式，讓企業能夠有合理穩定的預期，從而促進行業平穩健康發展，助力“雙碳”目標的實現。從國外情況看，新能源發展較好的國家通常採取類似做法。
國家發展改革委 國家能源局關於深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知
各省、自治區、直轄市及新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，天津市工業和資訊化局、遼寧省工業和資訊化廳、重慶市經濟和資訊化委員會、甘肅省工業和資訊化廳，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出機構，、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、國務院關於加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，充分發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、區分存量增量、政策統籌協調的要求，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、透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，區分存量專案和增量專案，建立新能源可持續發展價格結算機制，保持存量專案政策銜接，穩定增量專案收益預期。堅持統籌協調，行業管理、價格機制、綠色能源消費等政策協同發力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。
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。新能源專案（風電、太陽能發電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價透過市場交易形成。新能源專案可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。
參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。
（二）完善現貨市場交易和價格機制。完善現貨市場交易規則，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自願參與日前市場。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使用者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並適時調整。
（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則，縮短交易週期，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，並根據實際靈活調整。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。
鼓勵新能源發電企業與電力使用者簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關係。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、建立健全支援新能源高質量發展的制度機制
（四）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易後，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）、電量規模、執行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力執行主管部門等明確。對納入機制的電量，市場交易均價低於或高於機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統執行費用。
（五）新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。2025年6月1日以前投產的新能源存量專案：（1）電量規模，由各地妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策。新能源專案在規模範圍內每年自主確定執行機制的電量比例、但不得高於上一年。鼓勵新能源專案透過裝置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，按現行價格政策執行，不高於當地煤電基準價。（3）執行期限，按照現行相關政策保障期限確定。光熱發電專案、已開展競爭性配置的海上風電專案，按照各地現行政策執行。
2025年6月1日起投產的新能源增量專案：（1）每年新增納入機制的電量規模，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，以及使用者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模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。通知實施後第一年新增納入機制的電量佔當地增量專案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。單個專案申請納入機制的電量，可適當低於其全部發電量。（2）機制電價，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行範圍的專案自願參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術型別分類組織。競價時按報價從低到高確定入選專案，機制電價原則上按入選專案最高報價確定、但不得高於競價上限。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、使用者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）執行期限，按照同類專案回收初始投資的平均期限確定，起始時間按專案申報的投產時間確定，入選時已投產的專案按入選時間確定。
（六）新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，電網企業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執行費用；初期不再開展其他形式的差價結算。電力現貨市場連續執行地區，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類專案加權平均價格確定；電力現貨市場未連續執行地區，市場交易均價原則上按照交易活躍週期的發電側中長期交易同類專案加權平均價格確定。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於當月分解電量的，按實際上網電量結算，並在年內按月滾動清算。
（七）新能源可持續發展價格結算機制的退出規則。已納入機制的新能源專案，執行期限內可自願申請退出。新能源專案執行到期，或者在期限內自願退出的，均不再納入機制執行範圍。
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、電力執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管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩執行。電網企業做好結算和合同簽訂等相關工作，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。
（九）強化政策協同。強化規劃協同，各地改革實施方案要有利於國家新能源發展規劃目標的落實，並做好與國家能源電力規劃的銜接。強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重複獲得綠證收益。電網企業可透過市場化方式採購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協同，新能源參與市場後因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。強化改革與最佳化環境協同，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專案核准、併網、上網等的前置條件。享有財政補貼的新能源專案，全生命週期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。
（十）做好跟蹤評估。各地要密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端使用者電價水平等，認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，最佳化政策實施，持續增強市場價格訊號對新能源發展的引導作用。國家結合新能源技術進步、電力市場發展、綠色電力消費增長和綠證市場發展等情況，不斷完善可再生能源消納責任權重製度，適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估最佳化、條件成熟時擇機退出。
各地要在2025年底前出臺並實施具體方案，實施過程中遇有問題及時向國家發展改革委、國家能源局報告，國家將加強指導。現行政策相關規定與本通知不符的，以本通知為準。對生物質、地熱等發電專案，各地可參照本通知研究制定市場化方案。
國家發展改革委
國 家 能 源 局
2025年1月27日
責編：梁秋燕
校對 ：高源
