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10 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。 

（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

2025 年 1 月 27 日