9月3日，陜西省發展和改革委員會發布關于公開征求《陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》意見的公告。文件提出，新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。

存量項目：

（1）納入機制的電量規模妥善銜接現行具有保障性質的上網電量規模相關政策。新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量，但不得高于上一年。

（2）機制電價按我省煤電基準價執行，其中榆林地區分別按當地煤電基準價執行。

（3）執行期限按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份（具體到月）與投產滿20年對應年份（具體到月）較早者確定。

（4）我委將會同國家能源局西北監管局根據上述原則制定存量機組項目清單。

增量項目：

（1）首輪競價的機制電量總規模，按2025年6月1日至2026年12月31日期間投產的新能源項目預計年度上網電量的50%確定，機制電價及單個項目機制電量規模通過自愿參與競價形成。

（2）每年10月底前開展次年機制電量競價工作，機制電量總規模根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力動態調整，競價主體為已投產和次年年內投產、且未納入過機制執行范圍的風電、光伏發電項目，機制電價及單個項目機制電量規模通過自愿參與競價形成。

（3）單個項目申報的機制電量規模不超過其預計上網電量的80%。

（4）競價工作由國網陜西省電力有限公司組織開展。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定，首次競價上限不高于每千瓦時0.3545元、下限不低于每千瓦時0.18元。我委將考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，適時調整競價上、下限。

（5）執行期限考慮回收初始投資確定為10年。

機制電量每月按機制電價開展差價結算，差價結算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價）。差價結算費用納入系統運行費，由全體工商業用戶分攤或分享。

市場交易均價按月度發電側實時市場同類項目加權均價確定。機制電量不再開展其他形式的差價結算。單個項目機制電量按比例分解至月度，機制電量比例=（年度機制電量÷預計年度上網電量）×100%，月度機制電量=月度實際上網電量×機制電量比例。當年已結算機制電量達到年度規模，則當月超出部分電量及后續月份不再執行機制電價；已結算機制電量年底未達到年度規模，則不足部分電量不再執行機制電價，不跨年滾動。

全文見下：

關于公開征求《陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》意見的公告

根據《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）精神，結合我省實際，我們起草了《陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》，即日起向社會公開征求意見，歡迎社會各界人士積極建言獻策，提出寶貴意見。

公開征求意見時間截止到2025年9月10日，意見建議電子版請反饋至郵箱fgwjgc@shaanxi.gov.cn。

聯系電話及傳真：029-63913621

附件

陜西省深化新能源上網電價市場化改革實施方案

（征求意見稿）

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，按照《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）要求，結合陜西實際，制定本實施方案。

一、總體目標

充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，推動新能源上網電量（風電、太陽能發電，下同）全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。建立適應我省新能源發展特點的可持續發展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩定增量項目收益預期，促進新能源高質量發展，更好支撐發展規劃目標實現。

二、重點任務

（一）推動新能源上網電量全面參與電力市場交易。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目以報量報價方式參與交易，其中分布式、分散式新能源項目可直接參與交易，也可聚合后參與交易，如未參與交易申報，則作為價格接受者按月度發電側實時市場同類項目（區分風電、光伏兩類，下同）加權均價進入市場。

參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。

（二）完善電力現貨市場交易和價格機制。新能源全部上網電量參與實時市場出清，自愿參與日前市場。統籌考慮工商業用戶尖峰電價水平和新能源在電力市場外可獲得的其他收益，我省現貨市場申報價格上限、下限調整為每千瓦時1元、0元。我委將會同國家能源局西北監管局根據國家政策和市場運行情況，動態調整現貨市場規則及限價。

（三）健全電力中長期市場交易和價格機制。推動新能源公平參與市場交易。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線、結算參考點等內容，并根據實際靈活調整。適當放寬發電側中長期簽約比例要求，用戶側中長期合約簽約比例相應調整。中長期市場分時價格可根據現貨市場價格信號形成。除機制電量外的上網電量可參與中長期市場交易，申報電量上限按照額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網能力確定。我委將會同國家能源局西北監管局根據國家政策和市場建設情況，適時調整中長期交易規則和價格機制。

鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。電力交易機構應在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。

（四）完善綠電綠證交易機制。省內綠電交易開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格，不開展集中競價、滾動撮合交易。納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。

（五）建立新能源可持續發展價格結算機制。2025年6月1日以前全容量投產（集中式新能源項目投產容量以達到核準或備案容量為準，投產日期以電力業務許可證為準；其他新能源項目投產容量和日期以電網企業業務系統為準，下同）的新能源存量項目：（1）納入機制的電量規模妥善銜接現行具有保障性質的上網電量規模相關政策。新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量，但不得高于上一年。（2）機制電價按我省煤電基準價執行，其中榆林地區分別按當地煤電基準價執行。（3）執行期限按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份（具體到月）與投產滿20年對應年份（具體到月）較早者確定。（4）我委將會同國家能源局西北監管局根據上述原則制定存量機組項目清單。

2025年6月1日起全容量投產的新能源增量項目：（1）首輪競價的機制電量總規模，按2025年6月1日至2026年12月31日期間投產的新能源項目預計年度上網電量的50%確定，機制電價及單個項目機制電量規模通過自愿參與競價形成。（2）每年10月底前開展次年機制電量競價工作，機制電量總規模根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力動態調整，競價主體為已投產和次年年內投產、且未納入過機制執行范圍的風電、光伏發電項目，機制電價及單個項目機制電量規模通過自愿參與競價形成。（3）單個項目申報的機制電量規模不超過其預計上網電量的80%。（4）競價工作由國網陜西省電力有限公司組織開展。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按入選項目最高報價確定，首次競價上限不高于每千瓦時0.3545元、下限不低于每千瓦時0.18元。我委將考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，適時調整競價上、下限。（5）執行期限考慮回收初始投資確定為10年。

已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

（六）新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。機制電量每月按機制電價開展差價結算，差價結算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價）。差價結算費用納入系統運行費，由全體工商業用戶分攤或分享。市場交易均價按月度發電側實時市場同類項目加權均價確定。機制電量不再開展其他形式的差價結算。單個項目機制電量按比例分解至月度，機制電量比例=（年度機制電量÷預計年度上網電量）×100%，月度機制電量=月度實際上網電量×機制電量比例。當年已結算機制電量達到年度規模，則當月超出部分電量及后續月份不再執行機制電價；已結算機制電量年底未達到年度規模，則不足部分電量不再執行機制電價，不跨年滾動。

2025年6月1日至2025年12月31日新能源項目上網電量、電價仍按現行政策及市場規則執行。2026年1月1日起，納入機制的電量按機制電價結算。集中式新能源項目全容量投產時間晚于其承諾投產時間的上網電量，按機制電價與市場交易均價的差額進行清算；早于其承諾投產時間的上網電量，可參與市場交易。

三、配套措施

（一）強化政策協同。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。各地不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。

（二）加強監測評估。電力企業和市場運營機構要監測新能源市場交易價格、發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等情況，如發現異常波動，應及時向我委報告；同時認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，確保新能源上網電價市場化改革平穩有序推進。

（三）做好貫徹落實。國家能源局西北監管局要加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。電網企業做好結算和合同簽訂等工作，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。市場運營機構要盡快完善電力市場交易規則，規范信息披露行為，及時發布市場運行情況及新能源市場交易價格。