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(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，按照《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）要求，結合陜西實際，制定本實施方案。

一、總體目標

充分發(fā)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(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的要求，推動新能源上網(wǎng)電量（風電、太陽能發(fā)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(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期，促進新能源高質(zhì)量發(fā)展，更好支撐發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。

二、重點任務

（一）推動新能源上網(wǎng)電量全面參與電力市場交易。新能源項目上網(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。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(fā)電側實時市場同類項目（區(qū)分風電、光伏兩類，下同）加權均價進入市場。

  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國家跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。

（二）完善電力現(xiàn)貨市場交易和價格機制。新能源全部上網(wǎng)電量參與實時市場出清，自愿參與日前市場。統(tǒng)籌考慮工商業(yè)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(xiàn)貨市場申報價格上限、下限調(diào)整為每千瓦時1元、0元。我委將會同國家能源局西北監(jiān)管局根據(jù)國家政策和市場運行情況，動態(tài)調(diào)整現(xiàn)貨市場規(guī)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(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整。適當放寬發(fā)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(diào)整。中長期市場分時價格可根據(jù)現(xiàn)貨市場價格信號形成。除機制電量外的上網(wǎng)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(wǎng)能力確定。我委將會同國家能源局西北監(jiān)管局根據(jù)國家政策和市場建設情況，適時調(diào)整中長期交易規(guī)則和價格機制。

鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)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(nèi)綠電交易開展雙邊協(xié)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(xù)發(fā)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(xù)發(fā)展價格結算機制。2025年6月1日以前全容量投產(chǎn)（集中式新能源項目投產(chǎn)容量以達到核準或備案容量為準，投產(chǎn)日期以電力業(yè)務許可證為準；其他新能源項目投產(chǎn)容量和日期以電網(wǎng)企業(yè)業(yè)務系統(tǒng)為準，下同）的新能源存量項目：（1）納入機制的電量規(guī)模妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的上網(wǎng)電量規(guī)模相關政策。新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)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(zhí)行，其中榆林地區(qū)分別按當?shù)孛弘娀鶞蕛r執(zhí)行。（3）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)對應年份（具體到月）與投產(chǎn)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(jiān)管局根據(jù)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(chǎn)的新能源增量項目：（1）首輪競價的機制電量總規(guī)模，按2025年6月1日至2026年12月31日期間投產(chǎn)的新能源項目預計年度上網(wǎng)電量的50%確定，機制電價及單個項目機制電量規(guī)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(guī)模根據(jù)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(tài)調(diào)整，競價主體為已投產(chǎn)和次年年內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的風電、光伏發(fā)電項目，機制電價及單個項目機制電量規(guī)模通過自愿參與競價形成。（3）單個項目申報的機制電量規(guī)模不超過其預計上網(wǎng)電量的80%。（4）競價工作由國網(wǎng)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(diào)整競價上、下限。（5）執(zhí)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(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

（六）新能源可持續(xù)發(fā)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(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。市場交易均價按月度發(fā)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(wǎng)電量）×100%，月度機制電量=月度實際上網(wǎng)電量×機制電量比例。當年已結算機制電量達到年度規(guī)模，則當月超出部分電量及后續(xù)月份不再執(zhí)行機制電價；已結算機制電量年底未達到年度規(guī)模，則不足部分電量不再執(zhí)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(wǎng)電量、電價仍按現(xiàn)行政策及市場規(guī)則執(zhí)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(chǎn)時間晚于其承諾投產(chǎn)時間的上網(wǎng)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(chǎn)時間的上網(wǎng)電量，可參與市場交易。

三、配套措施

（一）強化政策協(xié)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(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)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(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。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。

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

（三）做好貫徹落實。國家能源局西北監(jiān)管局要加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。電網(wǎng)企業(yè)做好結算和合同簽訂等工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)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(guī)則，規(guī)范信息披露行為，及時發(fā)布市場運行情況及新能源市場交易價格。