10月15日，《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案》正式印發。

存量項目

1．存量項目范圍。2025年6月1日以前投產（即全容量并網，下同）的新能源項目。

2．機制電量規模。存量項目納入機制電量規模銜接現行保障性收購政策，規模上限為100%。單個項目在簽約規模上限范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，但不得高于上一年。首次未在規定時間內與電網企業簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》的，分布式項目機制電量比例默認按100%執行，集中式項目默認放棄機制電量。

3．機制電價。存量項目的機制電價按0.3964元/千瓦時執行。

4．執行期限。集中式和分散式風電項目、集中式光伏發電項目執行期限按各項目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小時數對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定，分布式光伏發電項目按照投產滿20年對應時間確定。

增量項目

1．增量項目范圍。2025年6月1日起投產的新能源項目。

2．競價時間。原則上每年10月組織開展下一年的競價工作。競價工作由市發展改革委會同市經濟信息委、市能源局共同組織，委托國網重慶市電力公司按照本實施方案及配套政策要求開展具體工作。

3．競價分類。綜合考慮建設成本和運行特性的差異，初期分為風電和光伏發電兩類組織競價。

4．電量規模。競價電量規模根據國家下達的年度非水電可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。第一年納入機制的電量占增量項目新能源上網電量的比例，與我市現有新能源價格非市場化比例適當銜接，單個項目申請納入機制的電量占其全部上網電量的比例應低于100%，具體比例在每年的競價通知中明確。

5．機制電價。增量項目機制電價通過競價確定。已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的新能源項目均可參與競價。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。

6．執行期限。增量項目競價結果執行期限暫按12年確定。

7．競價上下限。增量項目競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，最高不得超過現行煤電基準價。初期考慮同期先進電站造價（僅包含固定成本）折算度電成本等因素確定競價下限。競價上下限具體水平在每年競價通知中明確。

《方案》指出，市調直調集中式新能源項目“報量報價”參與現貨市場交易，非市調直調集中式新能源、分布式新能源項目作為價格接受者或聚合后“報量報價”、“報量不報價”參與現貨市場交易。新能源項目公平參與實時市場，自愿參與日前市場。用戶側可在報裝容量范圍內自主決策日前市場申報購買量。

現貨市場申報、出清上限暫按1.5元/千瓦時執行，現貨市場申報、出清下限暫按0元/千瓦時執行，后續結合電力市場建設情況動態調整。

本方案自印發之日起執行，現行政策相關規定與本實施方案不符的，以本實施方案為準。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。地方電網和增量配網參照本實施方案，結合各自經營區實際，制定具體執行方案。

原文如下：

關于印發《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知

渝發改價格〔2025〕1251號

各區縣（自治縣）發展改革委、經濟信息委，兩江新區市場監管局、重慶高新區改革發展局、萬盛經開區發展改革局，國網重慶市電力公司、重慶市電力交易中心、三峽水利電力（集團）有限公司，各有關發電企業：

根據《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，結合我市實際，市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、華中能源監管局研究制定了《重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案》，經市政府同意，現印發給你們，請認真組織抓好落實。

重慶市發展和改革委員會 重慶市經濟和信息化委員會

重慶市能源局 國家能源局華中監管局

2025年10月15日

重慶市深化新能源上網電價市場化改革實施方案

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）等文件精神，結合我市實際，制定本實施方案。

一、改革目標和原則

堅持市場化改革方向，按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的總體要求，完善適應我市新能源發展的市場交易體系、價格機制體系、風險防控體系，確保風電、太陽能發電全面參與電力市場交易，推動新能源高質量發展，助力“雙碳”目標實現。

堅持深化改革。深化電力市場化改革，持續完善電力中長期、現貨、輔助服務、綠電等市場規則，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源上網電量全面進入電力市場。

堅持分類施策。區分存量和增量項目，建立新能源可持續發展價格結算機制，存量項目機制電價與現行政策銜接，增量項目機制電價通過競爭方式形成，穩定項目收益預期，用價格信號引導有序投資。

堅持統籌協調。強化與行業管理、產業發展、綠色能源消費等政策協同，在更好支撐新能源發展規劃目標實現的同時，更好引導新能源與調節電源、電網協調發展，助力構建更加高效協同的新型電力系統。

堅持安全穩定。強化改革全過程風險管控，做好信息披露、監測評估等工作，防范市場風險和價格異常波動，營造有利于價格有效形成的市場環境，保障電力系統安全穩定運行。

二、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量全面進入電力市場。新能源項目（集中式風電、集中式光伏發電、分散式風電、分布式光伏發電等風電、太陽能發電項目，下同）上網電量自2026年1月1日起原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（二）完善現貨市場交易和價格機制。市調直調集中式新能源項目“報量報價”參與現貨市場交易，非市調直調集中式新能源、分布式新能源項目作為價格接受者或聚合后“報量報價”、“報量不報價”參與現貨市場交易。新能源項目公平參與實時市場，自愿參與日前市場。用戶側可在報裝容量范圍內自主決策日前市場申報購買量。現貨市場申報、出清上限暫按1.5元/千瓦時執行，現貨市場申報、出清下限暫按0元/千瓦時執行，后續結合電力市場建設情況動態調整。（責任單位：市經濟信息委、市發展改革委、國網重慶電力、市電力交易中心）

（三）完善中長期市場交易和價格機制。新能源項目可參與年度、多月、月度、月內等周期的中長期交易。市調直調集中式新能源項目直接參與中長期市場交易，非市調直調集中式新能源、分布式新能源項目可直接或聚合后參與中長期市場交易。參考裝機容量扣減機制電量對應容量、利用小時數等因素，合理確定新能源項目機制外電量中長期簽約上限。（責任單位：華中能源監管局、市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（四）完善綠電綠證交易機制。優化調整綠電交易結算規則，納入機制的電量不重復獲得綠證收益。綠電交易的綠證收益采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小”的原則確定。建立市級專用綠證賬戶，機制電量對應綠證統一劃轉至專用綠證賬戶。（責任單位：市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（五）完善輔助服務市場機制。合理設置有償輔助服務品種，明確輔助服務費用分攤方式，調頻、備用輔助服務費用，由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔。新能源上網電量全部進入電力市場且電力現貨市場正式運行后，參與市內電能量市場交易的上網電量不再分攤調頻、備用輔助服務市場費用。（責任單位：華中能源監管局、市發展改革委、國網重慶電力、三峽水利電力公司）

三、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（一）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于其電價水平（以下簡稱“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。執行機制電價的項目可在每年10月底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。現貨連續運行時，納入機制的電量，初期不再參與電力中長期交易和綠色電力交易。差價結算機制自2026年1月1日起執行。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（二）存量項目電量規模、機制電價和執行期限。

1．存量項目范圍。2025年6月1日以前投產（即全容量并網，下同）的新能源項目。

2．機制電量規模。存量項目納入機制電量規模銜接現行保障性收購政策，規模上限為100%。單個項目在簽約規模上限范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，但不得高于上一年。首次未在規定時間內與電網企業簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》的，分布式項目機制電量比例默認按100%執行，集中式項目默認放棄機制電量。

3．機制電價。存量項目的機制電價按0.3964元/千瓦時執行。

4．執行期限。集中式和分散式風電項目、集中式光伏發電項目執行期限按各項目2025年12月31日剩余全生命周期合理利用小時數對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定，分布式光伏發電項目按照投產滿20年對應時間確定。

（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、三峽水利電力公司）

（三）增量項目電量規模、機制電價和執行期限。

1．增量項目范圍。2025年6月1日起投產的新能源項目。

2．競價時間。原則上每年10月組織開展下一年的競價工作。競價工作由市發展改革委會同市經濟信息委、市能源局共同組織，委托國網重慶市電力公司按照本實施方案及配套政策要求開展具體工作。

3．競價分類。綜合考慮建設成本和運行特性的差異，初期分為風電和光伏發電兩類組織競價。

4．電量規模。競價電量規模根據國家下達的年度非水電可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。第一年納入機制的電量占增量項目新能源上網電量的比例，與我市現有新能源價格非市場化比例適當銜接，單個項目申請納入機制的電量占其全部上網電量的比例應低于100%，具體比例在每年的競價通知中明確。

5．機制電價。增量項目機制電價通過競價確定。已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的新能源項目均可參與競價。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。

6．執行期限。增量項目競價結果執行期限暫按12年確定。

7．競價上下限。增量項目競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，最高不得超過現行煤電基準價。初期考慮同期先進電站造價（僅包含固定成本）折算度電成本等因素確定競價下限。競價上下限具體水平在每年競價通知中明確。

（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（四）機制電量差價電費結算方式。新能源項目納入機制的電量應當分解至月度，電網企業每月按機制電價開展差價結算，差價結算費用納入系統運行費用“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目，按月向全體工商業用戶分攤或分享。用于機制電量差價電費結算的市場交易均價暫按同類型項目月度實時市場節點加權均價確定，項目類型分為風電、光伏發電兩類。新能源項目已結算的機制電量累計達到當年機制電量規模時，超過部分及后續月份電量不再執行機制電價，若年末累計未達到年度機制電量規模，缺額部分電量不跨年滾動。

新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用＝實際上網電量×機制電量比例×（機制電價－同類型項目月度實時市場節點加權均價）。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

（五）納入機制項目退出規則。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。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息委、市能源局、國網重慶電力、市電力交易中心、三峽水利電力公司）

四、保障措施

（一）強化組織落實和協同聯動。各有關部門要協同聯動、密切配合，充分聽取有關方面意見，主動協調解決實施過程中遇到的問題。市發展改革委要加強統籌協調。華中能源監管局、市經濟信息委會同市發展改革委、市能源局要加快制定或修訂有關電力市場交易規則，華中能源監管局要加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。電網企業要持續提升新能源項目管理、計量支撐、并網服務等能力，做好競價、結算、合同簽訂和系統維護等工作，及時建立或更新納入機制的新能源項目臺賬，對機制執行結果單獨歸集，為市場主體提供優質服務。

（二）強化跟蹤監測和政策評估。切實落實好關于新能源利用率統計和考核、代理購電、財政補貼和優化環境等方面政策銜接要求。新能源項目調試期電量上網電價按照發電機組進入及退出商業運營相關政策規定執行。電網企業和電力交易機構要監測好市場價格波動、終端用戶電價水平等情況，出現異常情況及時向有關部門報告。各有關部門要認真評估對行業發展和企業經營等方面影響，及時總結改革成效，適時優化完善政策。同時，根據市場建設及行業發展狀況，適時推動生物質發電等其他電源參與市場交易。

（三）強化政策宣貫和信息公開。各有關部門要會同電網企業和電力交易機構開展好政策宣傳解讀和培訓，主動回應好市場主體關心的問題，及時做好競價交易安排等宣傳告知，提升新能源市場主體參與能力。電網企業和電力交易機構要及時披露市場運行總體情況，定期發布同類型新能源發電項目市場交易均價，確保信息公開透明。

本方案自印發之日起執行，現行政策相關規定與本實施方案不符的，以本實施方案為準。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。地方電網和增量配網參照本實施方案，結合各自經營區實際，制定具體執行方案。