2025 年 2 月 9 日，国家发展改革委与国家能源局共同发布了《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》（发改价格〔2025〕136 号），人们将其简称为“文件”。此通知决定推进新能源的全电量进入市场，并且要实现上网电价全部由市场来形成。
这是在 2021 年燃煤发电上网电价市场化改革之后的举措。它是国家层面针对发电侧电价进行的改革行动。同时，也是贯彻落实党的二十届三中全会中“推进水、能源、交通等领域价格改革”这一精神的重要行动。
《通知》提出，依据价格由市场形成、责任需公平承担、存量与增量要区分、政策需统筹协调的总体思路，对新能源上网电价进行市场化改革。《通知》明确，促使风电、太阳能发电等新能源的上网电量全部进入电力市场，其上网电价通过市场交易来形成；同时建立起能够支持新能源可持续发展的价格结算机制，对存量和增量项目进行分类施策，以推动行业高质量发展。[id_1077997087]
这是我国首次明确新能源全电量能无差别地参与电力市场交易。这意味着我国新能源项目的所有上网电量都需参与电力市场交易。上网电价将由市场交易来形成。新能源从此正式与政府定价告别。新能源实现了与传统能源在电力市场的“场内同权”。这清晰地传递出了落实发电侧市场化改革的坚定决心。
该《通知》有几个特别值得关注的重点：
一是分类施策、新老划断。
具体而言，存量项目和增量项目是以 2025 年 6 月 1 日作为节点来进行划分的。对于存量项目，将其纳入机制的电量以及电价等方面，会与现行政策进行妥善的衔接。而对于增量项目，纳入机制的电量规模是由各地按照国家的要求进行合理确定的，机制电价则通过市场化竞价的方式来确定，电量规模会依据各地非水可再生能源消纳责任权重的完成情况以及用户电价的承受能力等因素进行综合确定。
一是新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，且上网电价通过市场交易形成；二是新项目全部入市，新能源项目既可以报量报价参与交易，也能够接受市场形成的价格。
三是新的增量项目实行机制电价。各地每年会组织已投产的项目以及未来 12 个月内即将投产的项目，这些项目此前未纳入过机制执行范围，它们可自愿参与竞价。初期，对于成本差异较大的项目，可以按技术类型进行分类组织。在竞价时，按照报价从低到高的顺序来确定入选项目。机制电价原则上依据入选项目的最高报价来确定，同时不得高于竞价上限。
该机制推出后，能给新能源参与市场后的收益提供保障，就如同给其“上保险”一样。也就是说，不管新能源在电力市场中获得的电价是何种情况，被纳入该机制范围的电量都将依据机制电价水平来进行差价结算。此措施的推出，一方面能使电力市场的价格形成机制更加顺畅合理，另一方面也能够很好地解决新能源参与市场后获得合理收益的问题，让新能源没有后顾之忧。
四是关于增量项目的定价权，这一权力在很大程度上给到了地方政府。具体而言，新增项目的竞价上限是由省级价格主管部门来考虑合理的成本收益、绿色价值、电力市场的供需形势以及用户的承受能力等因素，从而确定初期可以考虑成本因素，并且为了避免无序竞争等情况而设定竞价下限。
该机制的推出，把新能源发展速度的决定权更多地赋予了地方，把新能源发展规模的决定权也更多地赋予了地方。它鼓励各地根据自身实际情况来制定政策，体现了权责的对等。这有利于进行统筹兼顾和综合施策，通过一种“软约束”的方式来提高新能源的投资效率。
该文件对电力现货市场各环节的经济关系进行了理顺。此次新能源上网电价进行市场化改革，这表明我国约 80%的装机容量以及约 80%的发电量上网电价都实现了市场化。我国的新型电力系统将会迈入高质量发展的新的阶段。
这个文件会给市场带来巨大影响。许多新能源项目投资的财务模型，都需要全部推翻，然后重新进行设计。
电力现货市场的报价机制很重要，这考验着项目投资方对新能源发电能力和市场价格的预测能力。一些新能源企业以及科技公司对风电光伏出力预测精准，且具备强大的硬件和软件服务能力，它们将更具竞争力。
以下原文：
各省、自治区、直辖市以及新疆生产建设兵团的发展改革委和能源局；天津市的工业和信息化局；辽宁省的工业和信息化厅；重庆市的经济和信息化委员会；甘肃省的工业和信息化厅；北京市的城市管理委员会；国家能源局的各派出机构；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以及党中央、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。要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。还要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的有关事项进行通知如下。
一、总体思路
按照相关要求深化新能源上网电价市场化改革，这些要求包括价格由市场形成、责任公平承担、区分存量增量以及政策统筹协调。要坚持市场化改革的方向，促使新能源上网电量能够全面进入电力市场，并且通过市场交易来形成价格。同时要坚持责任公平承担，进一步完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源能够公平地参与市场交易。坚持分类采取措施，将存量项目和增量项目区分开来，构建新能源可持续发展的价格结算机制，维持存量项目的政策衔接性，让增量项目的收益预期保持稳定。坚持进行统筹和协调，使行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策共同发挥作用，完善电力市场体系，以更好地支撑新能源发展规划目标的达成。
二、推动新能源上网电价全面由市场形成
推动新能源的上网电量参与到市场交易当中。对于新能源项目，像风电、太阳能发电等这类（以下同），其上网电量在原则上要全部进入电力市场，并且上网电价是通过市场交易来形成的。新能源项目既可以报量报价参与交易，也能够接受通过市场形成的价格。
参与跨省跨区交易的新能源电量，其上网电价以及交易机制要依据跨省跨区送电的相关政策来执行。
完善现货市场的交易规则，推动新能源能够公平地参与到实时市场当中，加快促使新能源实现自愿参与日前市场。现货市场的限价可以适当放宽。确定现货市场申报价格上限时，要考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素。确定申报价格下限时，要考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素。具体的限价规定由省级价格主管部门与有关部门商议后制定，并适时进行调整。
供需双方能够根据实际灵活调整中长期合同的量价等内容。完善绿色电力交易政策，要明确申报价格和成交价格分别包含电能量价格以及相应的绿色电力证书（简称绿证）价格；在省内的绿色电力交易中，不会单独开展集中竞价和滚动撮合交易这两种交易方式。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订长期的购电协议，以此来提前对市场风险进行管理，进而形成稳定的供求关系。指导电力交易机构在能够合理衔接且风险处于可控范围的前提之下，去探索并组织开展多年期的交易。
三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
建立新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，要在市场外构建差价结算的机制。将纳入该机制的新能源电价水平（即机制电价）、电量规模以及执行期限等，由省级价格主管部门与省级能源主管部门、电力运行主管部门等共同明确。纳入机制的电量，市场交易的均价与机制电价相比，存在低于或高于的情况。对于低于机制电价的部分，以及高于机制电价的部分，电网企业会按照规定开展差价结算，并且结算费用会被纳入当地的系统运行费用。
新能源可持续发展价格结算机制的相关内容包括电量规模、机制电价和执行期限。对于 2025 年 6 月 1 日以前投产的新能源存量项目：其一，电量规模方面，各地需妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策；其二，新能源项目可在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，且该比例不得高于上一年。执行期限依据现行的相关政策所保障的期限来确定。光热发电项目以及已经开展了竞争性配置的海上风电项目，都按照各地现行的政策来执行。
- 若未完成消纳责任权重，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后的第一年，新增纳入机制的电量在当地增量项目新能源上网电量中所占的比例，需与现有的新能源价格非市场化比例进行适当衔接，同时要避免出现过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，能够适当低于其全部的发电量。机制电价是各地每年组织已投产以及未来 12 个月内即将投产的项目参与竞价形成的。这些项目此前未纳入过机制执行范围，并且是自愿参与的。在初期，对于成本差异较大的项目，可以按照技术类型进行分类组织竞价。在竞价过程中，根据报价从低到高的顺序来确定入选项目。机制电价原则上是以入选项目的最高报价来确定的，但不得高于竞价的上限。省级价格主管部门确定竞价上限时，需考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素。在初期，可考虑成本因素以及避免无序竞争等情况来设定竞价下限。执行期限根据同类项目回收初始投资的平均期限来确定，起始时间以项目申报的投产时间为准，入选时已投产的项目则按入选时间确定。
在初期，不会开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行的地区，市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格来确定；电力现货市场未连续运行的地区，市场交易均价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来确定。各地会把每年纳入机制的电量划分到各个月度。如果每个月实际上网的电量比当月划分的电量要低，那么就按照实际上网的电量来进行结算，并且在这一年里要按照月份依次进行滚动清算。
2. 当新能源项目执行到期时，或者在执行期限内自愿退出的情况下，都将不再被纳入该机制的执行范围。
四、保障措施
各省级价格主管部门要与能源主管部门、电力运行主管部门等共同制定具体方案。要做好影响的测算分析工作。要充分听取有关方面的意见。要周密地组织落实各项工作。要主动协调并解决实施过程中遇到的问题。同时，要加强政策的宣传解读，及时回应社会的关切，以凝聚改革的共识。国家能源局派出机构会同相关部门强化市场监管，以保障新能源能够公平地参与交易，推动市场平稳地运行。电网企业要做好结算以及合同签订等相关方面的工作，并且将新能源可持续发展价格结算机制的执行结果单独进行归集。
三是电网企业可以通过市场化的方式采购新能源电量，将其作为代理购电的来源。强化改革与市场的协同作用，新能源参与市场后，由于报价等因素而未上网的电量，不会被纳入新能源利用率的统计与考核范畴。强化改革与优化环境的协同，要坚决纠正那些不恰当的对电力市场进行干预的行为，不能向新能源不合理地分摊费用，也不能将配置储能当作新建新能源项目核准、并网、上网等工作的前置条件。新能源项目享有财政补贴，在全生命周期的合理利用小时数范围内，其补贴标准按照原有的规定来执行。
各地需密切关注市场价格的波动情况，关注新能源发电成本与收益的变化，关注终端用户的电价水平等。要认真对改革给行业发展以及企业经营等方面带来的影响进行评估，及时对改革所取得的成效进行总结，对政策实施进行优化，持续提升市场价格信号对新能源发展的引导效能。国家结合多方面情况，包括新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长以及绿证市场发展等。国家持续完善可再生能源消纳责任权重制度，会适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估和优化。并且在条件成熟时，会择机让该机制退出。
各地需在 2025 年底前制定并施行具体方案。在实施过程中，若遇到问题，要及时向国家发展改革委和国家能源局进行报告。国家将会加强指导。如果现行政策的相关规定与本通知不一致，那么以本通知为准。对于生物质、地热等发电项目，各地能够参照本通知来研究并制定市场化方案。
国家发展改革委
国家能源局
2025年1月27日
