9月11日，吉林省發(fā)展改革委發(fā)布關(guān)于對《吉林省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)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。

文件提出，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。對納入機(jī)制的電量，在市場外建立差價結(jié)算機(jī)制，市場交易均價低于或高于機(jī)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(jī)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(jī)制電量規(guī)模銜接省內(nèi)保障性收購電量政策，機(jī)制電價為373.1元/兆瓦時；中標(biāo)獲得特許經(jīng)營權(quán)的項目，按中標(biāo)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(jī)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(dá)的非水可再生能源消納責(zé)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(jī)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(xì)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(zhǔn)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?，F(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(fēng)電、光伏。新能源項目納入機(jī)制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機(jī)制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機(jī)制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用。

三是采用“事前確定機(jī)制電量比例，事后根據(jù)實際上網(wǎng)電量形成”的機(jī)制電量確定方式，按月做好機(jī)制電量差價電費結(jié)算、清算工作。若當(dāng)年已結(jié)算機(jī)制電量達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則當(dāng)月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機(jī)制電價，若年底仍未達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)行機(jī)制電價，不進(jìn)行跨年滾動。

四是明確機(jī)制退出規(guī)則，已納入機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)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(jī)制電量執(zhí)行期屆滿或項目注銷導(dǎo)致機(jī)制電量終止的，差價協(xié)議自動廢止。納入機(jī)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。

詳情如下：

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(jìn)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(jìn)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(jìn)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(jìn)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

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(jìn)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(jī)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(jìn)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(jìn)，推動新能源上網(wǎng)電價全面銜接市場供需，促進(jìn)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(biāo)

以市場化改革為核心，推動風(fēng)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(jī)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(biāo)實現(xiàn)。

二、基本原則

堅持深化改革。進(jìn)一步深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，新能源項目（風(fēng)電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)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(jī)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(jī)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(jì)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(jìn)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(fēng)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(jìn)入電力市場。集中式光伏、集中式風(fēng)電、分布式光伏、分散式風(fēng)電等所有風(fēng)電、太陽能發(fā)電項目，上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)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(jìn)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(jìn)入市場參與交易。

（二）完善現(xiàn)貨市場交易機(jī)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(jī)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(dāng)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(bǔ)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(jī)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(jìn)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(qiáng)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(jī)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(jī)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?，F(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(jī)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(rèn)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(jī)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(jī)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(dāng)月綠電合同電量、扣除機(jī)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(jī)制電量對應(yīng)綠證劃轉(zhuǎn)，建立省級專用綠證賬戶，機(jī)制電量對應(yīng)綠證統(tǒng)一劃轉(zhuǎn)至專用綠證賬戶，由承擔(dān)機(jī)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(jī)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(jī)制?？茖W(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?，F(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?jǐn)偡绞郊胺謸?dān)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(jī)制。對納入機(jī)制的電量，在市場外建立差價結(jié)算機(jī)制，市場交易均價低于或高于機(jī)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(jī)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(jī)制電量規(guī)模銜接省內(nèi)保障性收購電量政策，機(jī)制電價為373.1元/兆瓦時；中標(biāo)獲得特許經(jīng)營權(quán)的項目，按中標(biāo)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(jī)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(dá)的非水可再生能源消納責(zé)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(jī)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(xì)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(zhǔn)后實施。二是確定市場交易均價計算原則?，F(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?，F(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(fēng)電、光伏。新能源項目納入機(jī)制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機(jī)制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機(jī)制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用。三是采用“事前確定機(jī)制電量比例，事后根據(jù)實際上網(wǎng)電量形成”的機(jī)制電量確定方式，按月做好機(jī)制電量差價電費結(jié)算、清算工作。若當(dāng)年已結(jié)算機(jī)制電量達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則當(dāng)月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機(jī)制電價，若年底仍未達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)行機(jī)制電價，不進(jìn)行跨年滾動。四是明確機(jī)制退出規(guī)則，已納入機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)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(jī)制電量執(zhí)行期屆滿或項目注銷導(dǎo)致機(jī)制電量終止的，差價協(xié)議自動廢止。納入機(jī)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(jī)制。一是完善市場運營費用分類與管理標(biāo)準(zhǔn)。加強(qiáng)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(biāo)準(zhǔn)。市場費用分為成本補(bǔ)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(jī)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(jī)制，確?，F(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(jī)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(jī)制及代理購電價格發(fā)布內(nèi)容等細(xì)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(fēng)險防范機(jī)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(dāng)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(jìn)。

（二）做好電力市場規(guī)范管理工作。進(jìn)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(qiáng)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。