政策解读丨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

引言：国家发改委、能源局2025年2月9日下发了“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】（简称《通知》），明确了新能源全部上网、完善现货市场价格机制、建立新能源可持续发展价格结算机制、取消参与市场的新能源强制消纳、取消新能源强制配储等政策。《通知》中提到的建立新能源可持续发展价格结算机制，可以认为就是一种政府授权差价合约机制，通过这个机制的实施可以促进政府和市场的协同作用，建立可持续发展的混合电力市场。《通知》不仅对新能源，对整个电力市场的可持续发展都有重大意义：让市场在资源配置中起决定性作用，还原电力市场的价格；政府重点解决市场失灵等问题，并促进不同政策的统筹。《通知》对新能源如何参与电力市场给出了系统的指引，后面需要各地尽快细化落实。这里进行简要分析、解读。

（来源：微信公众号“走进电力市场” 作者：荆朝霞 华南理工大学电力学院 教授 ）

以下通知原文，【】为解读、分析部分。

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

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：

【发文单位】包括政府、电网公司、发电集团三类：1）所有省级行政机构的发改委、能源局；2）天津、辽宁、甘肃的工业和信息化局/厅，重庆的经济和信息化委员会，北京的城市管理委员会；3）国家能源局派出机构；4）电网公司（3个），包括国网、南网、内蒙古电力；5）发电集团（10个），包括中核、华能、大唐、华电、国家电投、长江三峡、国家能源集团、国投、华润、中广核。

【实施落实】根据后面的条款，各地需要按本《通知》落实，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。这里给出了需要落实本《通知》的主要机构。各地政府机构需要结合《通知》制定细化的实施方案，包括相关量、价的确定，并保证方案与其他政策的一致、协调；电网公司负责结算，发电企业为参与的主体；《通知》由发改委、能源局负责，实施过程中的相关问题国家加强指导，强调了国家层面的顶层设计。相关机制的具体实施方式、参数等各地制定，可充分考虑各地的差异。

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。

【相关精神】本《通知》是发改委、能源局落实党中央、国务院相关精神、决策部署的重要举措。涉及两个大的方面：1）绿色低碳发展方面，主要涉及新能源的发展和消纳；2）高水平社会主义市场经济体制方面，主要涉及如何更好发挥市场作用和政府作用，以及二者如何协调方面。

【中国共产党第二十届中央委员会第三次全体会议公报】1）总目标：到二〇三五年，全面建成高水平社会主义市场经济体制，到二〇二九年中华人民共和国成立八十周年时，完成本决定提出的改革任务。2）高水平社会主义市场经济体制是中国式现代化的重要保障。必须更好发挥市场机制作用，创造更加公平、更有活力的市场环境，实现资源配置效率最优化和效益最大化，既“放得活”又“管得住”，更好维护市场秩序、弥补市场失灵，畅通国民经济循环，激发全社会内生动力和创新活力。3）科学的宏观调控、有效的政府治理是发挥社会主义市场经济体制优势的内在要求；要完善国家战略规划体系和政策统筹协调机制。4）完善基本公共服务制度体系，加强普惠性、基础性、兜底性民生建设；5）必须完善生态文明制度体系，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，积极应对气候变化，加快完善落实绿水青山就是金山银山理念的体制机制；6）扎实推进绿色低碳发展。

【二十届三中全会决议】2024年7月18日中国共产党第二十届中央委员会第三次全体会议通过中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定，相关内容如下。1）进一步全面深化改革的总目标之一：聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用。2）进一步全面深化改革的总目标之一：聚焦建设美丽中国，加快经济社会发展全面绿色转型，健全生态环境治理体系。3）构建高水平社会主义市场经济体制：推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制；推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度，完善成品油定价机制；深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。

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。

【总体思路】落实绿色低碳发展方面的目标，将国家高水平社会主义市场经济体制建设方面的目标应用到新能源领域，即：充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用。具体包括：1）由市场进行资源配置：新能源全面进入市场，交易价格由市场形成；2）政府弥补市场失灵：建立政府主导的结算机制，促进新能源可持续发展；3）分类施策，存量项目注重政策衔接，增量项目稳定收益预期。

【可持续发展价格结算机制】这个机制的提出是一个创新，解决了市场环境下政府对行业如何管的问题。将现有的相关价格政策转变为可持续发展价格结算机制，进一步规范相关做法后形成政府授权合约。其他领域的问题也可以参考这个做法研究、建立解决方案。

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。

【如何参与市场】强调新能源项目全量上网。1）类型：包括风电和太阳能发电；2）电量范围：全部上网电量；3）交易方式：全部进入电力市场；4）价格机制：上网电价通过市场交易形成；5）参与市场方式：报量报价或价格接受者；6）特殊情况：以上要求是“原则上”，特殊情况可特殊处理。

【为什么可以全量参与市场】在缺乏合适的配套机制的情况下，电力市场存在不同类型机组如何同台竞价的问题，这实际是由于存在搁浅成本、市场失灵、外部性等而造成的。比如，未开展现货、仅开展中长期市场的地区，存在市场不完善的问题：缺乏分时价格信息、辅助服务价值未充分体现，新能源未提供调节服务，但获得的电价与煤电、水电等提供调节服务的发电相同的价格，因此新能源可能获得了过高的收益；开展现货市场的地区，存在外部性问题：新能源绿色价值无法充分体现、现货市场价格偏低的情况下，新能源无法回收全部成本。这个问题一直是困扰电力市场设计者的难题。比较简单的解决办法是：不参与电力市场，按固定的价格结算，或者仅一部分电量参与市场。但这会影响现货市场的运行，降低现货市场优化资源配置的能力。本《通知》之所以可以让新能源全部进入市场，是由于建立了合适的配套机制，即新能源可持续发展价格结算机制，通过这个机制可以解决以上不同情况的问题，但实际中是否可以完全解决取决于机制的具体设计。

（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。

【现货价格形成机制】新能源全部上网的目的，是为发挥市场进行资源优化配置的作用，而市场发挥作用的前提是价格反映市场供需情况，未受到扭曲。因此，需要完善现货市场交易核价格机制。1）新能源公平参与实时市场。公平的含义是，与其他市场主体一样，根据报价情况，按经济调度原则出清。如果新能源报价高，也可能无法出清；2）自愿参与日前市场。考虑到日前可能无法准确预测，日前市场对新能源是自愿的，对可在日前预测准确的可参与日前市场，否则参与实时市场。3）放宽现货市场价格。市场发挥作用的前提是还原市场价格，因此需要放宽现货市场价格。但考虑到市场的平稳性，是“适当”放开。什么是适当呢？给出具体办法，结合各地工商业用户尖峰电价水平。各地已有的尖峰电价，是社会已经可以接受的价格，而且可能经过了相关测算，反映各地的实际情况，因此现货价格上限至少可以放宽到这个价格。下限考虑新能源在电力市场外可获得的收益等确定，具体需要细化，应避免由于新能源的补贴造成现货市场价格的扭曲。比如，新能源如果按发电量获得补贴，每度电补贴0.1元，则考虑到新能源的变动成本为零，新能源在现货市场可能申报最低-0.1的价格，对现货市场提供了错误的价格信号。

（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。

【新能源参与中长期市场的机制】1）完善中长期交易规则。中长期市场的目的包括对冲风险、提前锁定价格等。但如果发电主体的中长期交易量大于物理发电能力，在市场中为“空头”，则中长期合同变为一种投机的工具，在市场价格高于合约价时面临亏损的风险。新能源出力具有很大的不确定性，通过缩短交易周期、提高交易频次等，可以方便新能源及时根据对发电能力的预测情况调整合约量，避免“空头”。2）完善绿色电力交易政策。规定交易价格包括电能量价格和绿色证书价格。3）鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议。由于新能源发电与用户用电的分时曲线不一定一样，需要在协议中约定曲线不一致相关的成本的支付方式。

三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

【支持新能源高质量发展的制度机制】响应党的二十届三中全会相关精神，政府发挥弥补市场失灵、政策统筹协调等作用，更好发挥政府作用。在新能源发电领域，政府需要解决的主要是新能源发电的外部性问题。具体方式通过政府驱动的合约实现。这里称为“新能源可持续发展价格结算机制”，可以认为就是差价合约机制。

（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。

【可持续发展价格结算机制】1）建立差价结算机制。可以认为就是一种差价合约：差价结算费=（执行价-参考价）*合约量。2）强调差价结算机制在“市场外’建立。含义是：这个差价结算不影响新能源参与电力市场交易。需要全电量参与电力市场交易，然后再通过差价结算获得额外的补贴。3）明确差价结算机制的主管单位：省级价格主管部门、省级能源主管部门、省级电力运行主管部门。4）需要主管单位确定的机制参数：机制电价、电量规模、执行期限，机制电价相当于差价合约的执行价，电量规模相当于合约量；5）差价费用结算：由电网企业进行结算，纳入当地系统运行费用。讨论：目前我国电力市场中，系统运行费用包含不同类型的费用，后续需要进行细分，不同类型的费用按不同的方式分摊。一些市场中，日前市场与最低出力成本相关的补偿也纳入系统运行费，这个费用和新能源差价结算的费是两种性质的费用，需要按不同的方式分摊。

（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。

【可持续发展价格结算机制相关参数】明确相关参数确定的基本原则。1）电量规模，①考虑与现有的保障性质的电量规模，②新能源项目每年自主确定执行机制的电量比例，不得高于上一年。2）机制电价，① 与现行价格机制衔接，②不高于当地煤电基准价。3）执行期限，按现行政策中关于保障期限的规定确定。

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。

【可持续发展价格结算机制电量规模】根据非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，并考虑与现有情况的衔接。可以看出，可再生能源机制的目的，是实现消纳责任权重规定的规模。超额完成消纳责任的，纳入机制的可以减少。

【可持续发展价格结算机制机制电价形成机制】通过竞价形成，由省级价格主管部门设置上下限。

【可持续发展价格结算机制机制执行期限】按回收初始投资的平均期限确定。

（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。

【可持续发展价格结算机制结算机制】1）按月结算。2）参考价为交易均价，按月形成；3）参考价基于同类项目某个市场的加权平均价确定；4)现货市场地区，参考价按月度发电侧实时市场价格确定，非现货地区，按交易活跃周期的发电侧交易价确定。5）将总电量分解到月；6）合约量取实际上网电量与当月分解电量小者，年内按月滚动。讨论:如果合约量小于年发电量，在前面的月份全部发电量为合约电量，直到合约量用完。

（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。

【可持续发展价格结算机制退出机制】1）可自愿退出；2）退出后不再纳入执行。

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。

【组织落实】1）相关主管部门细化方案，进行定量测算分析。后续可以根据相关政策目标，对合约的相关参数测定方法进行细化、完善，包括执行价、参考价、合约量。2）对可持续发展机制相关的结算费用，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。

【政策协同】二十届三中全会要求要完善政策统筹协调机制。这里明确可再生能源可持续发展价格结算机制需要考虑、协调的机制：国家新能源发展规划、国家能源电力规划、绿证政策（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）、电网代购电政策（电网可通过市场化方式采购新能源电量作为代购电来源）、新能源利用率统计与考核（参与市场因报价未上网不纳入考核）、市场管理（不当干预电力市场、不合理分摊费用、强制配储）。需要特别注意的有几点；1）新能源参与市场，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。因此，电力市场出清中，不必增加新能源强制出清的约束，避免因为消纳新能源增加系统成本。2）不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件。由于已经有差价合约机制对新能源的收益进行调整，无论在现货市场还是中长期市场，新能源都可以与其他类型机组一样，按市场的价格结算。现货市场中，如果价格是反映分时供需的，新能源按实时价格结算，实际就应承担了一些调节成本。

（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。

【跟踪评估】1）对新能源相关机制需要不断完善并择机退出，包括可再生能源消纳责任权重制度以及新能源可持续发展价格结算机制。2）何时退出需要考虑相关政策的目的和背景。新能源可持续发展价格结算机制，一方面的目的是落实国家发展新能源的相关规划，解决新能源的一些外部性问题。这样，在外部性未完全解决时，都需要继续执行价格机制。3）各地需在2025年前出台实施具体方案，实施过程中出现问题国家层面进行指导。国家相关机构进行顶层设计，各地根据情况落实实施。4）本文件主要对风、光发电，生物质、地热等新能源，可参照本通知制定市场化方案。

国家发展改革委

国家能源局

2025年1月27日

【总结】本《通知》的重大意义在于，提出了电力市场新能源领域落实党中央、国务院在二十届三中全会等场合多次提出的政府和市场协同发挥作用的方法，即“新能源可持续发展价格结算机制”。这个机制在本通知中是用于风电、太阳能发电，但未来可用到生物质等其他类型发电，也可以用到解决其他的政府和市场协同发挥作用的问题。这个方法与政府授权合约、差价合约是类似的含义，名字更好体现了机制的目的。这个机制解决的一个核心问题是双轨制问题：参与了市场，又有一部分计划。这个问题在很多经济领域都存在，也是制约相关领域经济高质量发展的重要问题。“新能源可持续发展价格结算机制”提出了一个有效的、解决问题的思路。但是，无论是政府与市场的协调方法、双轨制问题的解决机制，还是新能源可持续发展价格结算机制的实施方式，都有很多不同的选择，也还有很多问题未解决，需要不断探索。1）对机制的目的、相关参数的测算方法进行更加深入的研究，形成指导意见；2）机制的费用是电力市场外的，为落实国家相关政策造成的成本，结算中应于与市场运行相关的一些费用分开，按不同的方法分摊。3）机制价格，即差价合约中执行价的形成机制，需要细化研究。4）参考价，即本通知中的市场均价，需要进一步细化研究哪些交易成分可纳入计算；5）探讨对其他类型市场主体的可持续发展价格结算机制。