9月11日，吉林發改委印發關于對《吉林省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展實施方案（征求意見稿）》公開征求意見的公告。

文件明確，存量/增量項目的機制電價、電量以及執行期限！

存量項目

存量項目為2025年5月31日以前全容量并網的新能源項目，納入機制電量規模銜接省內保障性收購電量政策，機制電價為373.1元/兆瓦時；中標獲得特許經營權的項目，按中標電價執行，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時間與投產滿20年對應時間較早者確定。

增量項目

增量項目為2025年6月1日起投產的新能源項目第一年納入機制電量比例參考原新能源非市場化比例暫確定為40%，第二年及以后根據國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素動態調整，機制電價通過市場化競價確定，執行期限僅考慮回收初始投資，確定為12年。

公告如下：

吉林省發展改革委關于對《吉林省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展實施方案（征求意見稿）》公開征求意見的公告

為貫徹落實國家發展改革委 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，推進新能源上網電價市場化改革工作，結合我省實際，省發展改革委會同相關部門研究起草了《吉林省深化吉林省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展實施方案（征求意見稿）》，現向社會公開征求意見，歡迎社會各界提出意見建議。

公開征集意見時間為：2025年9月11日至18日

意見反饋渠道如下：

1.電子郵箱：jlzyjg@126.com

2.通訊地址：長春市寬城區新發路329號吉林省發展和改革委員會價格管理處（請在信封上注明“意見征集”字樣）

3.電話：0431-88906018

附件：

1.《吉林省深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展實施方案（征求意見稿）》.docx

2.關于《吉林省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》的政策解讀.docx

吉林省發展和改革委員會

2025年9月11日

吉林省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展實施方案（征求意見稿）

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神，統籌能源安全保障與綠色低碳發展，深化電力市場機制創新，加快構建新型電力系統，根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）、《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的通知》（發改價格〔2025〕136號）等文件要求，立足市場化改革主線，堅持分類施策、穩中求進，推動新能源上網電價全面銜接市場供需，促進新能源產業高質量發展，現制定本實施方案如下。

一、總體目標

以市場化改革為核心，推動風電、光伏等新能源電量全面參與電力市場交易，建立適應吉林省新能源發展特點的可持續發展價格結算機制，區分存量和增量項目分類施策，實現新能源上網電價全面市場化，助力“雙碳”目標實現。

二、基本原則

堅持深化改革。進一步深化新能源上網電價市場化改革，新能源項目（風電、太陽能發電，下同）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。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跨省跨區送電相關政策執行。按照136號文件要求，建立新能源可持續發展價格結算機制。

堅持分類施策。區分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經濟發展需要，保持政策的平穩過渡，維持市場主體投資建設積極性，適時開展效果評估，跟進完善政策。

堅持安全穩定。政策實施過程中，充分考慮對電力市場建設的影響，做好市場供需預測和各類經營主體電價水平測算，防范市場風險，保障電力系統安全穩定運行。

三、主要任務

（一）推動上網電量全面進入電力市場。集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等所有風電、太陽能發電項目，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，地方水電公司域內的新能源項目待具備條件后直接進入電力市場。根據市場建設情況，逐步放開其他各類電源進入市場參與交易。

（二）完善現貨市場交易機制。一是明確新能源參與市場方式。集中式新能源項目以“報量報價”方式參與現貨市場，現階段分布式（分散式）新能源主要以聚合方式自愿參與現貨市場，也可作為價格接受者參與現貨市場，逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與現貨市場。二是做好日前、實時市場銜接。新能源項目全部上網電量參與日前可靠性機組組合和實時市場。加快實現自愿參與日前市場。三是適當優化現貨市場限價。現貨市場申報價格上限考慮我省工商業用戶尖峰電價水平及電力市場供需等因素確定，下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益（新能源財政補貼、綠色環境價值等）確定，具體由省級價格主管部門制定并適時調整。

（三）完善中長期市場交易和價格機制。一是持續完善市場規則，推動中長期交易向更長周期、更短周期雙向延伸，提升交易頻次，實現按日連續運營；穩步推進新能源與火電同臺競價，實現各類電源公平參與市場；逐步推動根據現貨市場價格信號形成峰谷時段；允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同分時段量價等內容，并根據實際靈活調整，不對新能源中長期簽約比例做強制要求。二是中長期交易合同量價、曲線、結算參考點等內容由交易雙方自行確定，中長期結算參考點初期暫定為統一結算點。機制電量不再開展其他形式的差價結算，暫由電網企業代表全體用戶與新能源企業按年度簽訂機制電量中長期合約（差價結算協議），明確合同價格為參考結算價，相關電量同步計入用戶側中長期簽約比例。現貨市場連續運行時，新能源參與中長期交易的申報電量上限按額定容量扣減機制電量對應容量后的上網能力確定。三是分布式（分散式）新能源現階段可主要選擇以聚合或作為價格接受者、“報量不報價”或“報量報價”方式參與市場，未選擇聚合參與的，默認作為價格接受者參與市場；逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與市場。

（四）完善綠電綠證交易機制。一是省內綠電交易開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格，不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。二是優化調整綠電交易結算，納入機制的電量不重復獲得綠證收益，綠電交易電量的綠證收益，采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結算。三是做好機制電量對應綠證劃轉，建立省級專用綠證賬戶，機制電量對應綠證統一劃轉至專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結算費用的用戶共有。四是探索多年期綠電交易（PPA），引導新能源企業根據機制外電量發電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。

（五）完善輔助服務市場機制?？茖W確定電力輔助服務市場需求，合理設置有償輔助服務品種?，F貨市場同步運行調頻輔助服務市場，允許具有調節能力的新能源參與調頻輔助服務市場，輔助服務費用分攤方式及分擔比例另行明確。

（六）建立新能源可持續發展價格結算機制。對納入機制的電量，在市場外建立差價結算機制，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費。一是確定電量規模、機制電價和執行期限。存量項目為2025年5月31日以前全容量并網的新能源項目，納入機制電量規模銜接省內保障性收購電量政策，機制電價為373.1元/兆瓦時；中標獲得特許經營權的項目，按中標電價執行，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時間與投產滿20年對應時間較早者確定。

增量項目為2025年6月1日起投產的新能源項目，第一年納入機制電量比例參考原新能源非市場化比例暫確定為40%，第二年及以后根據國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素動態調整，機制電價通過市場化競價確定，執行期限僅考慮回收初始投資，確定為12年。增量項目競價工作由省發展改革委委托省電力公司統一組織開展，競價細則、競價公告等競價相關內容經省發展改革委批準后實施。

二是確定市場交易均價計算原則?，F貨市場未連續運行時，市場交易均價原則上按照發電側同類項目月度中長期集中交易加權平均價格確定。現貨市場連續運行后，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定。項目類型分為風電、光伏。新能源項目納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費用。

三是采用“事前確定機制電量比例，事后根據實際上網電量形成”的機制電量確定方式，按月做好機制電量差價電費結算、清算工作。若當年已結算機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分及后續月不再執行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再執行機制電價，不進行跨年滾動。四是明確機制退出規則，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，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

存量項目無需重新簽訂購售電合同，原購售電合同價格條款按照新能源可持續發展價格政策結算。納入機制的新能源項目應與電網企業簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》，協議原則上有效期為一年，期限屆滿前，若雙方無異議，到期后自動延期。在執行期內自愿退出、機制電量執行期屆滿或項目注銷導致機制電量終止的，差價協議自動廢止。納入機制的新能源項目暫未簽訂差價協議的，按本方案規定先行開展差價結算。

（七）完善電能量市場結算機制。一是完善市場運營費用分類與管理標準。加強市場費用管理，明確市場費用的類別及適用范圍，建立公開透明費用標準。市場費用分為成本補償類費用、市場平衡類費用、偏差調節類費用等。二是完善電能量費用結算限價機制。根據發電成本、結算價格等因素，優化完善結算限價機制，確?，F貨市場結算均價處于合理區間，合理反映市場分時價格信號。

（八）優化代理購電電量采購機制。新能源全面入市后，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，對于通過市場化方式無法買足電量的，現貨市場未運行期間按偏差電量價格結算；現貨市場運行期間按現貨價格結算。結合省內市場建設、優發優購匹配情況等，優化代理購電電量采購、價格機制及代理購電價格發布內容等細則。

（九）做好與新能源消納的銜接。參與現貨市場的新能源，在省間現貨、省內現貨以及輔助服務等市場組織完成后，如果因自身報價高、未報價等因素導致部分電量未能全部上網，不納入新能源利用率統計與考核。

四、保障措施

（一）建立電價監測和風險防范機制。定期監測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現異常波動時，及時分析處置，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。

（二）做好電力市場規范管理工作。進一步規范和完善電力市場信息披露規則，披露新能源市場運行總體情況，定期發布同類新能源發電項目市場交易均價；規范電力市場電費結算流程，做好新能源項目上網電費、差價電費結算工作。

（三）做好政策宣貫。開展市場培訓，宣貫政策要求、實施方案以及交易結算規則，幫助企業熟悉交易規則和流程，提升市場參與能力。強化溝通與協調，及時了解經營主體的意見和訴求，積極回應并解決問題。

（四）完善技術支持系統。按照相關規則要求，做好交易、結算、競價等系統功能及計量裝置適應性改造工作。

關于《吉林省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》的政策解讀

一、起草背景

為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，2025年2月，國家發展改革委、國家能源局印發《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，以下簡稱136號文），推動新能源上網電價全面由市場形成，建立支持新能源可持續發展的價格結算機制，并要求省級出臺具體實施方案。按照國家統一部署，結合吉林省新能源發展實際，我委會同相關部門研究起草了《吉林省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》（以下簡稱《實施方案》）。

二、主要內容

《吉林省深化新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》共包含3個部分

一是推動集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等所有風電、太陽能發電項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。地方水電公司域內的新能源項目待具備條件后直接進入電力市場。

二是建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源進入電力市場交易后，在市場外建立“多退少補”的差價結算機制，對納入機制的電量，由國網吉林省電力有限公司按月開展差價結算。當市場交易均價低于機制電價時，按差價補償發電側，補償費用由工商業用戶分攤；反之，扣除差價由工商業用戶分享。通過“多退少補”的差價結算方式，使原“具有保障性質”的上網電量收益保持相對穩定，有利于改革前后政策銜接，保障企業合理穩定預期。

三是完善與新型電力系統相適應的電力市場體系。同步修訂中長期、現貨、輔助服務市場交易規則和價格形成機制，為新能源發展提供良好的市場環境，同時強化與綠證政策協同，將納入機制的新能源上網電量對應的綠色環境屬性價值劃轉至專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結算費用的用戶共有。

三、對于存量項目和增量項目是如何考慮的

以2025年6月1日是否投產區分存量項目和增量項目，分別制定機制電價、機制電量和執行期限。2025年6月1日（不含）前投產的存量新能源項目納入機制電量規模銜接省內保障性收購電量政策；機制電價為吉林省燃煤基準價0.3731元/千瓦時；執行期限為投產滿20年或達到全生命周期合理利用小時數。2025年6月1日（含）后投產的增量項目通過競價方式確定，第一年納入機制電量比例參考原新能源非市場化比例暫確定為40%，第二年及以后根據國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素動態調整。機制電價通過每年組織競價形成，設置競價上限與下限，執行期限按照當年同類項目回收初始投資的平均期限確定為12年。