2025年新能源上网电价改革政策

按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。企业需根据成本、供需和竞争自主报价，通过中长期交易、绿电交易和现货市场参与竞争。此外，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。

· 现货交易：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。

· 中长期交易：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，并灵活调整合同量价，以匹配新能源发电的波动性。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。

A.采用“差价合约+现货市场”的复合模式

设定机制电价作为保底收益。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。此外，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。

B.区分存量与增量项目分类施策

新能源存量项目（2025年6月1日前投产）：纳入机制的电量规模、电价、执行期限延用现行具有保障性质的相关电量规模政策，逐步过渡至市场交易，确保平稳运营。新能源增量项目（2025年6月1日后投产）：完全通过市场化竞价确定机制电价，机制电量和机制电价由地方根据消纳责任、用户承受能力动态调整。具体如下：

明确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，鼓励通过市场机制（如峰谷套利）自发配储，降低非技术成本。

强化价格改革与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等协同,确保改革平稳推进。

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