新疆：自治區(qū)發(fā)展改革委關于印發(fā)《自治區(qū)貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（試行）》的通知

新發(fā)改能價〔2025〕350號

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各地、州、市發(fā)展改革委，國網(wǎng)新疆電力有限公司，新疆電力交易中心有限公司，有關發(fā)電企業(yè)：

《自治區(qū)貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（試行）》已經(jīng)自治區(qū)人民政府同意，現(xiàn)印發(fā)你們，請遵照執(zhí)行。

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?????????????????????????????????????????????自治區(qū)發(fā)展改革委

???????????????????????????????????????????????????????????????????????????2025年6月22日

自治區(qū)貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價

市場化改革實施方案（試行）

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為持續(xù)深化電力市場化改革，加快構建新型電力系統(tǒng)，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），結(jié)合自治區(qū)實際，就貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革制定實施方案如下。

一、基本原則

堅持市場化改革。進一步深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。在市場外，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。

堅持因地制宜。綜合新能源發(fā)展規(guī)劃目標、電力用戶承受能力和經(jīng)濟發(fā)展需要，結(jié)合我區(qū)實際，區(qū)分存量項目和增量項目分類施策，存量項目妥善銜接原有政策，增量項目穩(wěn)定收益預期。

堅持統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。強化與電力規(guī)劃、行業(yè)管理、產(chǎn)業(yè)發(fā)展、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同配合，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。

二、主要任務

（一）推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目報量報價參與交易，分布式光伏項目可不報量不報價參與市場、接受市場形成的價格。參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。享受財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

（二）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。區(qū)分存量補貼項目、存量平價項目和增量項目，分別確定年度機制電量規(guī)模、機制電價水平和執(zhí)行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或者高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費。

（三）確定機制電量規(guī)模、電價水平

對2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目：補貼項目機制電量規(guī)模原則上銜接原優(yōu)先電量規(guī)模，機制電量比例30%；平價項目機制電量規(guī)模，原則上按原優(yōu)先電量和原目標上網(wǎng)電價支持政策折算電量之和確定，機制電量比例50%。機制電價水平銜接原優(yōu)先電量上網(wǎng)電價，即補貼項目0.25元/千瓦時、平價項目0.262元/千瓦時。

????對2025年6月1日及以后投產(chǎn)的新能源增量項目：機制電量規(guī)模原則上參照存量平價項目機制電量規(guī)模比例以及增量項目上網(wǎng)電量確定。機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價上限銜接原新能源目標上網(wǎng)電價，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，競價區(qū)間暫定0.15元/千瓦時—0.262元/千瓦時。競價按年組織，由已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價。

（四）明確差價結(jié)算方式

對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)按月開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目。電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價按照同類型月度集中競價交易均價確定；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，市場交易均價按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類型項目加權平均價格確定。新能源項目機制電量按月分解，在年內(nèi)清算。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，機制電量不開展其他形式的差價結(jié)算。

（五）明確執(zhí)行期限和退出規(guī)則

存量項目執(zhí)行期限，取項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年限和投產(chǎn)滿20年剩余年限中的較小者。增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執(zhí)行期限10年。已納入機制的新能源項目，在執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

三、保障措施

（一）健全市場交易體系。加快推進電力現(xiàn)貨市場建設，完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，調(diào)整差量結(jié)算為差價結(jié)算，推動新能源公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，機制電量不參與中長期市場、日前市場結(jié)算。結(jié)合電力現(xiàn)貨市場運行情況，價格主管部門會同有關部門適時研究調(diào)整價格上下限水平，適當放寬現(xiàn)貨市場限價。不斷完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期、提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。供需雙方結(jié)合新能源出力特點，合理確定并靈活調(diào)整中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容。

（二）強化政策協(xié)同。做好優(yōu)先發(fā)電計劃與機制電量的銜接，對于優(yōu)先發(fā)電不足以覆蓋優(yōu)先購電的電量部分，電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量，作為代理購電來源予以補充。做好改革與綠電綠證政策協(xié)同，綠電交易申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠證價格，綠電交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，納入機制的電量不參與綠電交易結(jié)算、不重復獲得綠證收益。

（三）壓實各方責任。自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門，組織電網(wǎng)企業(yè)研究提出增量項目機制電量規(guī)模，根據(jù)保障性電量規(guī)模、非水可再生能源電力消納責任權重及電力用戶承受能力等情況，適時調(diào)整機制電量規(guī)模、競價上下限等。電網(wǎng)企業(yè)要研究制定增量項目競價方案，公告增量項目機制電量規(guī)模等競價具體事宜，每年11月前組織開展增量項目競價工作、簽訂合同協(xié)議等；要制定差價結(jié)算細則，按月開展差價電費結(jié)算，及時公布結(jié)算情況。電網(wǎng)企業(yè)、電力交易機構要及時按月公布用于機制電量差價結(jié)算的新能源市場交易均價。

（四）做好跟蹤監(jiān)測。價格主管部門、能源主管部門、電網(wǎng)企業(yè)要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切；密切跟蹤電力市場價格、終端用戶電價水平等，總結(jié)改革成效，優(yōu)化政策實施；配合能源監(jiān)管部門加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。

本方案自2025年11月1日起實施，《自治區(qū)發(fā)展改革委關于印發(fā)〈完善我區(qū)新能源價格機制的方案〉的通知》（新發(fā)改能價〔2022〕185號）同時廢止。期間如遇國家政策調(diào)整，按國家規(guī)定執(zhí)行。

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