9月3日，陕西发改委价格处发布关于公开征求《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告。
方案提出，参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。
完善电力现货市场交易和价格机制。统筹考虑工商业用户尖峰电价水平和新能源在电力市场外可获得的其他收益，陕西省现货市场申报价格上限、下限调整为每千瓦时1元、0元。
存量项目
机制电量：纳入机制的电量规模妥善衔接现行具有保障性质的上网电量规模相关政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量，但不得高于上一年。
机制电价：按我省煤电基准价执行，其中榆林地区分别按当地煤电基准价执行。(陕西当前燃煤基准价：0.3545元/千瓦时)
执行期限：按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份(具体到月)与投产满20年对应年份(具体到月)较早者确定。
增量项目
机制电量：首轮竞价的机制电量总规模，按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的新能源项目预计年度上网电量的50%确定，机制电价及单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成。单个项目申报的机制电量规模不超过其预计上网电量的80%。
竞价时间：每年10月底前开展次年机制电量竞价工作，机制电量总规模根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力动态调整，竞价主体为已投产和次年年内投产、且未纳入过机制执行范围的风电、光伏发电项目，机制电价及单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成。
竞价范围：竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定，首次竞价上限不高于每千瓦时0.3545元、下限不低于每千瓦时0.18元。
执行期限：考虑回收初始投资确定为10年。
原文如下：
关于公开征求《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告
根据《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）精神，结合我省实际，我们起草了《陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，即日起向社会公开征求意见，欢迎社会各界人士积极建言献策，提出宝贵意见。
公开征求意见时间截止到2025年9月10日，意见建议电子版请反馈至邮箱fgwjgc@shaanxi.gov.cn。
联系电话及传真：029-63913621
附件：陕西省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）
陕西省发展和改革委员会
2025年9月3日
附件
陕西省深化新能源上网电价
市场化改革实施方案
（征求意见稿）
为全面贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，按照《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）要求，结合陕西实际，制定本实施方案。
一、总体目标
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，推动新能源上网电量（风电、太阳能发电，下同）全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。建立适应我省新能源发展特点的可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期，促进新能源高质量发展，更好支撑发展规划目标实现。
二、重点任务
（一）推动新能源上网电量全面参与电力市场交易。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目以报量报价方式参与交易，其中分布式、分散式新能源项目可直接参与交易，也可聚合后参与交易，如未参与交易申报，则作为价格接受者按月度发电侧实时市场同类项目（区分风电、光伏两类，下同）加权均价进入市场。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。
（二）完善电力现货市场交易和价格机制。新能源全部上网电量参与实时市场出清，自愿参与日前市场。统筹考虑工商业用户尖峰电价水平和新能源在电力市场外可获得的其他收益，我省现货市场申报价格上限、下限调整为每千瓦时1元、0元。我委将会同国家能源局西北监管局根据国家政策和市场运行情况，动态调整现货市场规则及限价。
（三）健全电力中长期市场交易和价格机制。推动新能源公平参与市场交易。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等内容，并根据实际灵活调整。适当放宽发电侧中长期签约比例要求，用户侧中长期合约签约比例相应调整。中长期市场分时价格可根据现货市场价格信号形成。除机制电量外的上网电量可参与中长期市场交易，申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。我委将会同国家能源局西北监管局根据国家政策和市场建设情况，适时调整中长期交易规则和价格机制。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。电力交易机构应在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。
（四）完善绿电绿证交易机制。省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不开展集中竞价、滚动撮合交易。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
（五）建立新能源可持续发展价格结算机制。
2025年6月1日以前全容量投产（集中式新能源项目投产容量以达到核准或备案容量为准，投产日期以电力业务许可证为准；其他新能源项目投产容量和日期以电网企业业务系统为准，下同）的新能源存量项目：（1）纳入机制的电量规模妥善衔接现行具有保障性质的上网电量规模相关政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量，但不得高于上一年。（2）机制电价按我省煤电基准价执行，其中榆林地区分别按当地煤电基准价执行。（3）执行期限按2025年5月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份（具体到月）与投产满20年对应年份（具体到月）较早者确定。（4）我委将会同国家能源局西北监管局根据上述原则制定存量机组项目清单。
2025年6月1日起全容量投产的新能源增量项目：（1）首轮竞价的机制电量总规模，按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产的新能源项目预计年度上网电量的50%确定，机制电价及单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成。（2）每年10月底前开展次年机制电量竞价工作，机制电量总规模根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力动态调整，竞价主体为已投产和次年年内投产、且未纳入过机制执行范围的风电、光伏发电项目，机制电价及单个项目机制电量规模通过自愿参与竞价形成。（3）单个项目申报的机制电量规模不超过其预计上网电量的80%。（4）竞价工作由国网陕西省电力有限公司组织开展。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按入选项目最高报价确定，首次竞价上限不高于每千瓦时0.3545元、下限不低于每千瓦时0.18元。我委将考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，适时调整竞价上、下限。（5）执行期限考虑回收初始投资确定为10年。
已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。机制电量每月按机制电价开展差价结算，差价结算费用=机制电量×（机制电价-市场交易均价）。差价结算费用纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊或分享。市场交易均价按月度发电侧实时市场同类项目加权均价确定。机制电量不再开展其他形式的差价结算。单个项目机制电量按比例分解至月度，机制电量比例=（年度机制电量÷预计年度上网电量）×100%，月度机制电量=月度实际上网电量×机制电量比例。当年已结算机制电量达到年度规模，则当月超出部分电量及后续月份不再执行机制电价；已结算机制电量年底未达到年度规模，则不足部分电量不再执行机制电价，不跨年滚动。
2025年6月1日至2025年12月31日新能源项目上网电量、电价仍按现行政策及市场规则执行。2026年1月1日起，纳入机制的电量按机制电价结算。集中式新能源项目全容量投产时间晚于其承诺投产时间的上网电量，按机制电价与市场交易均价的差额进行清算；早于其承诺投产时间的上网电量，可参与市场交易。
三、配套措施
（一）强化政策协同。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。各地不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。
（二）加强监测评估。电力企业和市场运营机构要监测新能源市场交易价格、发电成本和收益变化、终端用户电价水平等情况，如发现异常波动，应及时向我委报告；同时认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，确保新能源上网电价市场化改革平稳有序推进。
（三）做好贯彻落实。国家能源局西北监管局要加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。市场运营机构要尽快完善电力市场交易规则，规范信息披露行为，及时发布市场运行情况及新能源市场交易价格。
