吉林“136號文”征求意見：存量電價0.3731元/kWh，增量機制電量首年40%

9月11日，吉林發(fā)改委印發(fā)關(guān)于對《吉林省深化新能源上網(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(zhí)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(wǎng)的新能源項目，納入機制電量規(guī)模銜接省內(nèi)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(jīng)營權(quán)的項目，按中標電價執(zhí)行，執(zhí)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(shù)對應(yīng)時間與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)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(chǎn)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(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權(quán)重完成情況及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整，機制電價通過市場化競價確定，執(zhí)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(fā)展改革委關(guān)于對《吉林省深化新能源上網(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(fā)展改革委 國家能源局《關(guān)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）要求，推進新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作，結(jié)合我省實際，省發(fā)展改革委會同相關(guān)部門研究起草了《吉林省深化吉林省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案（征求意見稿）》，現(xiàn)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(qū)新發(fā)路329號吉林省發(fā)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(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案（征求意見稿）》.docx

2.關(guān)于《吉林省深化新能源上網(wǎng)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(fā)展和改革委員會

2025年9月11日

吉林省深化新能源上網(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(tǒng)籌能源安全保障與綠色低碳發(fā)展，深化電力市場機制創(chuàng)新，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，根據(jù)《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)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(wěn)中求進，推動新能源上網(wǎng)電價全面銜接市場供需，促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，現(xiàn)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(yīng)吉林省新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，區(qū)分存量和增量項目分類施策，實現(xiàn)新能源上網(wǎng)電價全面市場化，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。

二、基本原則

堅持深化改革。進一步深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。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(guān)政策執(zhí)行。按照136號文件要求，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。

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

堅持安全穩(wěn)定。政策實施過程中，充分考慮對電力市場建設(shè)的影響，做好市場供需預(yù)測和各類經(jīng)營主體電價水平測算，防范市場風險，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

三、主要任務(wù)

（一）推動上網(wǎng)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(fā)電項目，上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成，地方水電公司域內(nèi)的新能源項目待具備條件后直接進入電力市場。根據(jù)市場建設(shè)情況，逐步放開其他各類電源進入市場參與交易。

（二）完善現(xiàn)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(xiàn)貨市場，現(xiàn)階段分布式（分散式）新能源主要以聚合方式自愿參與現(xiàn)貨市場，也可作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與現(xiàn)貨市場。二是做好日前、實時市場銜接。新能源項目全部上網(wǎng)電量參與日前可靠性機組組合和實時市場。加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。三是適當優(yōu)化現(xiàn)貨市場限價。現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮我省工商業(yè)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(huán)境價值等）確定，具體由省級價格主管部門制定并適時調(diào)整。

（三）完善中長期市場交易和價格機制。一是持續(xù)完善市場規(guī)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(xiàn)按日連續(xù)運營；穩(wěn)步推進新能源與火電同臺競價，實現(xiàn)各類電源公平參與市場；逐步推動根據(jù)現(xiàn)貨市場價格信號形成峰谷時段；允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，合理確定中長期合同分時段量價等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)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(jié)算參考點等內(nèi)容由交易雙方自行確定，中長期結(jié)算參考點初期暫定為統(tǒng)一結(jié)算點。機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算，暫由電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶與新能源企業(yè)按年度簽訂機制電量中長期合約（差價結(jié)算協(xié)議），明確合同價格為參考結(jié)算價，相關(guān)電量同步計入用戶側(cè)中長期簽約比例。現(xiàn)貨市場連續(xù)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(yīng)容量后的上網(wǎng)能力確定。三是分布式（分散式）新能源現(xiàn)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(nèi)綠電交易開展雙邊協(xié)商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應(yīng)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(yōu)化調(diào)整綠電交易結(jié)算，納入機制的電量不重復(fù)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(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結(jié)算。三是做好機制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)，建立省級專用綠證賬戶，機制電量對應(yīng)綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結(jié)算費用的用戶共有。四是探索多年期綠電交易（PPA），引導(dǎo)新能源企業(yè)根據(jù)機制外電量發(fā)電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。

（五）完善輔助服務(wù)市場機制。科學(xué)確定電力輔助服務(wù)市場需求，合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種。現(xiàn)貨市場同步運行調(diào)頻輔助服務(wù)市場，允許具有調(diào)節(jié)能力的新能源參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，輔助服務(wù)費用分攤方式及分擔比例另行明確。

（六）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。對納入機制的電量，在市場外建立差價結(jié)算機制，市場交易均價低于或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。一是確定電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。存量項目為2025年5月31日以前全容量并網(wǎng)的新能源項目，納入機制電量規(guī)模銜接省內(nèi)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(jīng)營權(quán)的項目，按中標電價執(zhí)行，執(zhí)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(shù)對應(yīng)時間與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)時間較早者確定。

增量項目為2025年6月1日起投產(chǎn)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(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權(quán)重完成情況及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整，機制電價通過市場化競價確定，執(zhí)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(fā)展改革委委托省電力公司統(tǒng)一組織開展，競價細則、競價公告等競價相關(guān)內(nèi)容經(jīng)省發(fā)展改革委批準后實施。

二是確定市場交易均價計算原則。現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價原則上按照發(fā)電側(cè)同類項目月度中長期集中交易加權(quán)平均價格確定。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)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(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用。

三是采用“事前確定機制電量比例，事后根據(jù)實際上網(wǎng)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(jié)算、清算工作。若當年已結(jié)算機制電量達到年度機制電量規(guī)模，則當月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)行機制電價，不進行跨年滾動。四是明確機制退出規(guī)則，已納入機制的新能源項目，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。

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(xù)發(fā)展價格政策結(jié)算。納入機制的新能源項目應(yīng)與電網(wǎng)企業(yè)簽訂《新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價協(xié)議》，協(xié)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(zhí)行期內(nèi)自愿退出、機制電量執(zhí)行期屆滿或項目注銷導(dǎo)致機制電量終止的，差價協(xié)議自動廢止。納入機制的新能源項目暫未簽訂差價協(xié)議的，按本方案規(guī)定先行開展差價結(jié)算。

（七）完善電能量市場結(jié)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(diào)節(jié)類費用等。二是完善電能量費用結(jié)算限價機制。根據(jù)發(fā)電成本、結(jié)算價格等因素，優(yōu)化完善結(jié)算限價機制，確保現(xiàn)貨市場結(jié)算均價處于合理區(qū)間，合理反映市場分時價格信號。

（八）優(yōu)化代理購電電量采購機制。新能源全面入市后，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，對于通過市場化方式無法買足電量的，現(xiàn)貨市場未運行期間按偏差電量價格結(jié)算；現(xiàn)貨市場運行期間按現(xiàn)貨價格結(jié)算。結(jié)合省內(nèi)市場建設(shè)、優(yōu)發(fā)優(yōu)購匹配情況等，優(yōu)化代理購電電量采購、價格機制及代理購電價格發(fā)布內(nèi)容等細則。

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

四、保障措施

（一）建立電價監(jiān)測和風險防范機制。定期監(jiān)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(xiàn)異常波動時，及時分析處置，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策平穩(wěn)有序推進。

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

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

（四）完善技術(shù)支持系統(tǒng)。按照相關(guān)規(guī)則要求，做好交易、結(jié)算、競價等系統(tǒng)功能及計量裝置適應(yīng)性改造工作。

關(guān)于《吉林省深化新能源上網(wǎng)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(wù)院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)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，以下簡稱136號文），推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結(jié)算機制，并要求省級出臺具體實施方案。按照國家統(tǒng)一部署，結(jié)合吉林省新能源發(fā)展實際，我委會同相關(guān)部門研究起草了《吉林省深化新能源上網(wǎng)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(nèi)容

《吉林省深化新能源上網(wǎng)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(fā)電項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。地方水電公司域內(nèi)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(xù)發(fā)展價格結(jié)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(jié)算機制，對納入機制的電量，由國網(wǎng)吉林省電力有限公司按月開展差價結(jié)算。當市場交易均價低于機制電價時，按差價補償發(fā)電側(cè)，補償費用由工商業(yè)用戶分攤；反之，扣除差價由工商業(yè)用戶分享。通過“多退少補”的差價結(jié)算方式，使原“具有保障性質(zhì)”的上網(wǎng)電量收益保持相對穩(wěn)定，有利于改革前后政策銜接，保障企業(yè)合理穩(wěn)定預(yù)期。

三是完善與新型電力系統(tǒng)相適應(yīng)的電力市場體系。同步修訂中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場交易規(guī)則和價格形成機制，為新能源發(fā)展提供良好的市場環(huán)境，同時強化與綠證政策協(xié)同，將納入機制的新能源上網(wǎng)電量對應(yīng)的綠色環(huán)境屬性價值劃轉(zhuǎn)至專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結(jié)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(chǎn)區(qū)分存量項目和增量項目，分別制定機制電價、機制電量和執(zhí)行期限。2025年6月1日（不含）前投產(chǎn)的存量新能源項目納入機制電量規(guī)模銜接省內(nèi)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(zhí)行期限為投產(chǎn)滿20年或達到全生命周期合理利用小時數(shù)。2025年6月1日（含）后投產(chǎn)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(jù)國家下達的非水可再生能源消納責任權(quán)重完成情況及用戶承受能力等因素動態(tài)調(diào)整。機制電價通過每年組織競價形成，設(shè)置競價上限與下限，執(zhí)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。