9月19日，廣東省發展改革委 廣東省能源局關于印發《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實施方案》的通知。

存量項目

存量項目：2025年6月1日以前已投產的新能源項目。10千伏及以上新能源存量項目清單由各地市能源主管部門負責出具，10千伏以下新能源存量項目以項目的并網時間為準。2025年6月1日以前通過競爭性配置等方式確定業主的海上風電項目視同存量項目。存量項目實際并網容量與備案容量不一致的，可執行變更備案程序；如后續增加并網容量，按照增量項目執行。

電量規模：110千伏以下電壓等級項目機制電量比例上限取100%，2025年1月1日起新增并網的110千伏及以上電壓等級集中式光伏項目機制電量比例上限取50%，其他項目機制電量比例上限取70%。

機制電價：參考廣東省燃煤發電基準價0.453元/kWh執行。

執行期限：按照20年或全生命周期合理利用小時數扣減截至2025年5月31日的累計投產時間較早者確定，到期后存量項目不再執行機制電價。

增量項目

2025年6月1日起投產且未納入過機制電價的新能源項目，不含2025年6月1日以前通過競爭性配置等方式確定業主的海上風電項目。預計從當期競價月起未來12個月內投產的新能源項目，資料齊備的情況下可申請參與競價。

競價分類：初期綜合建設成本和運行特性的差異，分為海上風電項目、其他風電項目和光伏項目三類。海上風電項目和光伏項目分別組織競價，同一競價場次的新能源項目執行相同的機制電價水平和期限。

機制電量：每年新增納入機制的電量規模由廣東省發展改革委、廣東省能源局按照相關規定確定，并在競價前予以公布。

競價電量上下限：集中式光伏和陸上風電項目不參與機制電量競價。在參與競價的項目中，110千伏以下電壓等級項目的競價電量申報比例上限取80%，其他項目的競價電量申報比例上限原則上與存量項目機制電量比例上限保持一致。

機制電價：競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。價格相同時，按照申報時間優先確定排序，直至滿足競價總規模。機制電價上下限如下表所示。

原文如下：

廣東省發展改革委 廣東省能源局關于印發《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實施方案》的通知

粵發改價格〔2025〕263號

各地級以上市發展改革局（委）、廣州市工業和信息化局、惠州市能源和重點項目局，廣東電網有限責任公司、深圳供電局有限公司，廣東電力交易中心，有關發電企業：

現將《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實施方案》印發給你們，請遵照執行。執行中發現問題請及時報告。

廣東省發展改革委      廣東省能源局

2025年9月19日

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實施方案

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，平穩有序推進我省新能源上網電價市場化改革工作，促進新能源高質量發展，結合廣東實際，制定本實施方案。

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，建立適應我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，確保2025年底前實現新能源上網電價全面市場化，提升新能源與電力系統的協同能力，促進新能源產業高質量發展，助力實現“雙碳”目標。

二、主要原則

堅持平等開放。實現新能源與火電同等參與電力市場，上網電價通過市場交易形成，公平承擔電力系統調節成本。規范市場秩序，加強信息公開，打造穩定公平透明的市場環境。

堅持效率優先。還原電力商品屬性，構建有效競爭的市場結構和市場體系，完善市場價格形成機制，更好發揮市場對資源優化配置的決定性作用，引導新能源與調節電源、電網協調發展，構建更加高效協同的新型電力系統。

堅持統籌協調。分類施策，妥善銜接現行政策，合理確定市場外差價結算機制的覆蓋范圍和價格水平。加強政策與市場機制的協同配合，做好與電能量市場、綠電綠證市場、代理購電、并網管理、調度運行等銜接融合，有序推進市場建設。

堅持風險可控。加強全過程風險管控，對各類潛在風險做到辨識充分、預案詳實、系統防控、科學化解。及時評估階段性成效，堅持問題導向，適時優化具體措施，確保方案實施平穩有序。

三、主要任務

（一）推動新能源上網電價全面由市場形成

1.推動新能源上網電量全面參與市場交易。2025年11月1日起，全省新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目報量報價參與市場交易的范圍主要以并網電壓等級（10千伏及以上并網電壓等級的確定以電網公司正式接入系統方案為準，下同）進行劃分，具體按照廣東新能源參與電力市場交易實施細則執行。鼓勵具備條件的10千伏及以下新能源聚合后報量報價參與市場交易，其余接受市場形成的價格。

2.健全市場交易機制。以報量報價方式參與市場交易的新能源項目可參與年度、多月、月度、周及多日等周期的中長期交易，公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場，具體時間節點和參與方式等在交易規則中另行明確。完善適應新能源出力特點的中長期交易機制，允許供需雙方自主確定中長期合同的量價、曲線等內容，不對中長期簽約比例進行限制。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。納入電力平衡的新能源按照系統運行需要公平承擔調節責任。

3.完善市場價格機制。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報、出清價格上限考慮目前省內工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報、出清價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，后續根據市場運行情況適時調整。接受市場形成價格的新能源項目，結算價格按照所在節點的實時市場分時價格確定。價格上下限等具體參數見附表。

（二）建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

1.建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制。納入機制的電量，初期不再開展包括中長期交易、綠電交易等形式的差價結算。對于納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價），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，結算費用納入當地系統運行費用。參與機制電價的項目可在每年開展競價前自主向電網企業申請下調次年機制電量比例，調低比例部分不得再次申請納入機制電價范圍。

2.存量項目執行差價結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。（1）存量項目范圍。2025年6月1日以前已投產的新能源項目。10千伏及以上新能源存量項目清單由各地市能源主管部門負責出具，10千伏以下新能源存量項目以項目的并網時間為準。2025年6月1日以前通過競爭性配置等方式確定業主的海上風電項目視同存量項目。存量項目實際并網容量與備案容量不一致的，可執行變更備案程序；如后續增加并網容量，按照增量項目執行。（2）電量規模。妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策，110千伏以下電壓等級項目機制電量比例上限取100%，2025年1月1日起新增并網的110千伏及以上電壓等級集中式光伏項目機制電量比例上限取50%，其他項目機制電量比例上限取70%。（3）機制電價。存量項目機制電價參考廣東省燃煤發電基準價0.453元/千瓦時執行。（4）執行期限。按照20年或全生命周期合理利用小時數扣減截至2025年5月31日的累計投產時間較早者確定，到期后存量項目不再執行機制電價。

3.增量項目執行差價結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。（1）增量項目范圍。2025年6月1日起投產且未納入過機制電價的新能源項目，不含2025年6月1日以前通過競爭性配置等方式確定業主的海上風電項目。預計從當期競價月起未來12個月內投產的新能源項目，資料齊備的情況下可申請參與競價。（2）競價分類。初期綜合建設成本和運行特性的差異，分為海上風電項目、其他風電項目和光伏項目三類（下文的“同類型”與之保持一致）。海上風電項目和光伏項目分別組織競價，同一競價場次的新能源項目執行相同的機制電價水平和期限。（3）電量規模。每年新增納入機制的電量規模由廣東省發展改革委、廣東省能源局按照相關規定確定，并在競價前予以公布。（4）競價電量上限。集中式光伏和陸上風電項目不參與機制電量競價。在參與競價的項目中，110千伏以下電壓等級項目的競價電量申報比例上限取80%，其他項目的競價電量申報比例上限原則上與存量項目機制電量比例上限保持一致。（5）機制電價上下限。競價上限綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，具體見附表。（6）機制電價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。價格相同時，按照申報時間優先確定排序，直至滿足競價總規模。（7）執行期限。增量項目機制電價的執行期限為：海上風電項目14年，光伏項目12年，到期后不再執行機制電價。增量項目參與競價成功后，未投產項目的執行起始時間按照競價時申報的投產時間確定；已投產項目按照入選時間確定。增量項目執行機制電價前必須具備“四可”（可觀、可測、可調、可控）條件且已投產。（8）競價機制。廣東省發展改革委、廣東省能源局委托廣東電力交易中心按照本方案在全省范圍內統一組織開展廣東增量新能源項目可持續發展價格機制競價交易，競價規則經廣東省發展改革委、廣東省能源局批準后實施。

4.新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，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，由全體工商業用戶分攤或分享。其中，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類型電源加權平均價格確定；機制電量根據項目每月實際上網電量和其機制電量比例確定。廣東省發展改革委、廣東省能源局委托廣東電網公司、深圳供電局按照本方案開展省內新能源項目可持續發展價格機制結算，結算規則經廣東省發展改革委、廣東省能源局批準后實施。

5.新能源可持續發展價格結算機制的退出規則。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。

（三）強化政策協同

1.強化改革與綠電綠證機制的協同。完善綠電交易規則，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，推動綠電交易規則融入省內電力中長期交易規則。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。建立健全省級賬戶托管綠證的市場化分配機制。研究探索多年期綠電交易機制，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，形成長期穩定供求關系。

2.強化改革與優化環境的協同。鼓勵新能源企業綜合考慮新能源出力特性、調節性能、系統消納空間和經濟性等實際因素，自愿按一定比例配建或租賃儲能設施，提高新能源利用率。配置儲能不再作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件，對2025年6月1日前已并網的新能源存量項目，繼續執行我省配置儲能政策。

四、保障措施

（一）加快修訂電力市場交易規則。國家能源局南方監管局、廣東省能源局組織市場運營機構加快修訂電力市場配套實施細則，履行相關程序后印發實施。做好市場規則執行情況監管，并根據市場運行情況動態調整。電網企業與電力交易機構應規范工作流程，保障新能源參與市場交易平穩運行。

（二）完善相關技術支撐。電網企業應持續提升新能源項目管理、計量支撐、并網服務等能力；健全結算業務，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。電力交易機構要建立機制電價競價系統，完善電力交易平臺，優化市場服務能力，為市場主體提供優質服務。

（三）有序組織合同簽訂。電網企業應采用線上、線下等方式做好存量項目的差價結算協議告知工作，在完成購售電合同重簽以前，原購售電合同價格條款按照最新電價政策執行，合同保持有效。修編購售電合同范本，將差價結算條款納入其中，組織增量項目及時完成購售電合同簽訂。

（四）加強政策宣傳和信息公開。各地市相關部門協同電網企業向新能源企業做好市場化改革政策解讀、新能源增量項目競價交易安排等事項的宣傳告知。電力交易機構按要求進行電力市場交易信息披露，確保信息公開透明。

（五）做好跟蹤評估。電網企業、電力交易機構要密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，配合行業主管部門評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。

五、方案執行時間

本方案自2025年11月1日起執行。

附表

現貨市場出清上下限等指標參數（試行）

備注：現貨市場申報上限，按照《廣東電力市場現貨電能量交易實施細則》有關規定執行；2025年暫按上述參數執行，后續視情況調整。

《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實施方案》的解讀

1.《實施方案》出臺背景是什么？

為加快構建新型電力系統，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，今年1月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《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進入市場、上網電價由市場形成，促進行業持續健康發展，并要求各省市在2025年底前出臺實施方案。根據國家要求，結合我省新能源行業發展情況，我委會同省能源局聯合出臺《實施方案》。

2.《實施方案》總體目標是什么？

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，建立適應我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，確保2025年底前實現新能源上網電價全面市場化，提升新能源與電力系統的協同能力，促進新能源產業高質量發展，助力實現“雙碳”目標。

3.《實施方案》主要內容是什么？

《實施方案》主要包括以下三部分內容：

一是推動新能源上網電價全面由市場形成。2025年11月1日起，全省新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。完善中長期、現貨市場交易和價格機制，滿足新能源參與市場交易的條件。

二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制。對新能源項目參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制。納入機制的電量，初期不再開展包括中長期交易、綠電交易等形式的差價結算，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用。區分存量項目和增量項目分類施策：存量項目機制電量、機制電價妥善銜接現行政策，增量項目機制電量、機制電價通過市場化競價方式合理確定。

三是強化與綠電綠證、儲能等政策銜接。進一步完善綠電綠證政策，納入機制的電量不重復獲得綠證收益。鼓勵新能源企業自愿按一定比例配建或租賃儲能設施，提高新能源利用率。配置儲能不再作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。

4.我省新能源項目參與市場交易方式包括哪些？

新能源項目可報量報價直接參與市場，也可以聚合后參與市場，鼓勵具備條件的10千伏及以下新能源聚合后報量報價參與市場交易，其余接受市場形成的價格。參與市場交易的市場注冊、交易方式、交易結算等具體事項，按照新能源參與電力市場交易規則開展，可通過廣東電力交易中心（網址：https://pm.gd.csg.cn/portal/）、電力交易服務熱線（400-930-3000）咨詢辦理。

5.新能源可持續發展價格結算機制是什么？

隨著新能源入市后，新能源收益波動性變大，不利于行業可持續發展。為穩定新能源企業收益預期，新能源項目入市后將建立新的價格結算機制，即對納入機制的電量，建立“托底保護價”，通過“多退少補”的結算方式，彌補機制電價與市場均價的差價，當市場交易均價低于機制電價時給予差價補償、高于機制電價時扣除差價，并以2025年6月1日為節點劃分存量項目和增量項目，實行不同政策。

6.我省存量項目、增量項目的機制電量規模、機制電價分別是多少？

2025年6月1日（不含）前投產的存量項目：保障電量規模與現行政策一致，即110千伏以下項目機制電量比例上限取100%，2025年1月1日起新增并網的110千伏及以上電壓等級集中式光伏項目機制電量比例上限取50%，其他項目機制電量比例上限取70%。機制電價為0.453元/千瓦時。

2025年6月1日（含）后投產的增量項目：機制電量規模根據每年國家明確的各地新能源發展目標完成情況和用戶承受能力等因素動態調整。新能源項目納入機制的比例，考慮到我省實際情況，集中式光伏和陸上風電項目不參與機制電量競價。110千伏以下項目納入機制電量的比例上限為80%；其他項目機制電量比例上限為70%。單個項目機制電量規模、機制電價通過市場化競價方式形成，按照我省開展競價后發布的競價結果公告確定。

7.新能源增量項目競價工作如何開展？

增量項目首輪競價工作預計于2025年10月份開展。

我委會同省能源局將提前向社會發布競價公告，明確競價的電量規模等事項，符合要求的新能源項目均可參與。競價全程通過線上辦理，屆時新能源項目可登錄“廣東電力交易系統（平臺）”完成網上申報、資質審核、參與競價等流程。

現階段，我省海上風電和光伏的增量項目將分別組織競價，競價時按照報價從低到高確定入選項目，機制電價按照入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限。

8.本次市場化改革對用戶用電價格有什么影響?

我省居民、農業用戶繼續執行現行目錄銷售電價，電價水平將保持穩定。

工商業用戶通過市場化方式購電，新能源入市后，電力市場交易品種更加豐富，交易更加活躍，工商業用戶將有更多機會購買到清潔低碳的綠色電力，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。

9.本次市場化改革對分布式光伏項目上網電價有什么影響？

本次改革后，分布式光伏項目可參與市場交易，通過交易形成上網電價，或是接受市場形成的價格。納入機制保障的，按照機制電價差價結算規則開展結算。

分布式光伏存量項目機制電價與原上網電價0.453元/千瓦時保持一致，度電收益基本穩定。增量項目如競價獲得機制電量，納入機制的上網電量同樣享受機制電價保障；如未獲得機制電量，則上網電價由市場形成。

10.享有財政補貼的新能源項目，補貼政策是否有變化？

我省享有財政補貼的項目按照原有規定執行。本次改革不影響財政補貼政策的執行。

來源：廣東省發展改革委