关于公开征求《河南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
来源： 充电产业网www.yuntourong.cn 日期：2025-10-12
政策来源：河南省发展和改革委员会价格管理处
10月11日，河南省发改委发布了《河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，并同步对方案进行了解读，以下为解读的详细内容。
一、《实施方案》出台的背景是什么？
为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，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，2025年1月，国家发展改革委 国家能源局印发《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）（以下简称“136号文”），提出深化新能源上网电价市场化改革，要求各地在2025年底前制定并实施具体方案。按照136号文有关要求，结合我省实际，河南省发展改革委会同有关部门研究起草了《河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》。
二、《实施方案》的主要内容是什么？
一是推动新能源上网电价全面由市场形成。明确2026年1月1日起，省内新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
二是配套建立支持新能源可持续发展价格结算机制。对2025年6月1日前投产的存量项目，落实国家妥善衔接现行政策的要求，明确机制电价为我省新能源现行上网电价、即我省煤电基准价。其中，扶贫光伏、380伏及以下并网的低压分布式光伏项目全部上网电量纳入机制；风电、集中式光伏、10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目80%的上网电量纳入机制。项目纳入机制后执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数折算对应年限与投产满20年较早者确定。
对2025年6月1日后投产的增量项目，建立竞价工作机制，允许省内增量新能源项目自愿参加、通过市场竞争的方式获取项目机制电量、竞价形成机制电价。竞价工作原则上每年开展，项目纳入机制执行期限在每次竞价公告中予以明确。
三是完善适应新能源市场化改革的市场规则。健全完善电力现货市场、中长期市场、辅助服务市场等交易规则和代理购电机制。
四是健全适应新能源市场化改革的保障机制。建立健全电价监测评估、发电机组成本调查、发电侧容量补偿、零售价格传导等保障机制。
三、《实施方案》对新能源企业和用户有何影响？
一是引导新能源企业健康有序发展。可持续发展价格结算机制为新能源入市后上网电价波动带来的收益风险提供了政策性保障，稳定存量项目收益和增量项目预期，同时引导项目投资主体在规划建设阶段选择先进技术、有效控制成本，减少资源浪费，避免无序竞争。
二是终端用户电价基本稳定。居民、农业用户仍执行现行目录销售电价政策，改革对其电价水平没有任何影响。工商业用户电价经静态估算，在方案实施首年将基本保持平稳，后续将随我省电力供需、新能源发展等情况波动。
关于公开征求《河南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
为贯彻落实《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）文件要求，结合我省实际，省发展改革委会同有关部门研究起草了《河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，现面向社会公开征求意见，欢迎有关单位和个人提出意见建议。
此次公开征求意见时间为2025年10月11日至2025年10月25日，意见建议请反馈至电子邮箱hnfgwjgc@126.com。
感谢您的参与和支持！
附件：河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）
2025年10月11日
河南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，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，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）等文件精神，结合河南省实际，制定本实施方案。
一、推动新能源上网电价全面由市场形成
全省新能源（风电、光伏发电，下同）上网电量2026年1月1日起原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与市场交易，也可接受市场形成价格。其中，分布式新能源项目可选择直接或由代理机构聚合参与市场交易，现阶段，代理机构应具备售电公司资质。新能源项目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。适时推动生物质发电等电源参与市场交易。
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跨省跨区送电相关政策执行，不纳入可持续发展价格结算机制实施范围。享受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。
二、建立支持新能源可持续发展的价格结算机制
新能源参与电力市场交易后，在市场外配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，存量项目保障现行收益水平基本稳定、增量项目取得合理收益，实现新老政策妥善衔接，推动改革平稳实施。
（一）存量项目。2025年6月1日前（不含，下同）投产的新能源项目。
1.存量项目认定。风电、集中式光伏：按照核准（备案）装机容量（指交流侧，下同）全容量建成并网、电力业务许可证登记的最后一台机组投产日期在2025年6月1日前的项目。其中，豁免电力业务许可证的项目，投产日期以电网调度机构认定的首次并网时间为准。
分布式光伏：并网日期在2025年6月1日前的项目。其中，实际并网容量小于备案装机容量的项目，需变更备案或承诺不再以同一备案增加并网容量。
2.机制电量。扶贫光伏、380伏及以下并网的低压分布式光伏项目：机制电量比例为100%，全部上网电量纳入机制电量。
风电、集中式光伏、10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目：机制电量比例为80%，单个项目机制电量规模=项目并网容量×年利用小时数×（1－厂用电率）×项目机制电量比例。其中，年利用小时数、厂用电率按2022—2024年同类项目（风电、光伏发电，下同）年均值确定，分布式光伏项目厂用电率按0确定。
10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目于2025年6月1日后变更接入电压等级至380伏及以下的，仍按照10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目认定。
3.机制电价。按河南省现行燃煤发电基准价执行。
4.执行期限。按剩余全生命周期合理利用小时数折算对应年限与投产满20年较早者确定。
（二）增量项目。2025年6月1日后（含）投产的新能源项目为增量项目。
增量项目可自愿通过参与竞价获取机制电量、机制电价。竞价应设定申报充足率、申报价格上限，初期为避免无序竞争可设定申报价格下限。单个项目参与竞价可申报的机制电量原则上低于其全部上网电量，同一竞价场次入选的同类项目执行相同的机制电价和期限。竞价入选项目不得再次参与后续竞价，未入选项目可继续参与后续竞价。
竞价工作依据《河南省新能源增量项目机制电价竞价细则》开展，原则上按年度组织，每次竞价机制电量总规模、申报价格上下限、单个项目申报机制电量比例上限、申报充足率、执行期限等有关信息通过竞价公告发布。
（三）机制电量分解。
单个项目按照“月控比例、年控规模”的原则分解机制电量并开展差价结算。
月控比例：每月机制电量=当月上网电量×机制电量比例。
年控规模：一个自然年内累计结算机制电量（“自发自用、余电上网”项目还需累计其自发自用电量）达到其机制电量规模后，超过部分上网电量不再执行机制电价差价结算；未达到其机制电量规模的，剩余机制电量规模不跨年滚动。
已纳入机制的存量、增量项目，每年可在其机制电量比例范围内申请下调一次比例。
（四）差价电费结算。国网河南省电力公司在系统运行费中增加“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，对纳入机制的新能源电量，机制电价低于或高于市场交易均价的部分，按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊或分享，其中，市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。新能源可持续发展价格结算机制执行结果应单独归集。初期，机制电量不再开展其他形式的差价结算。
（五）退出机制。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行期限内自愿退出或者执行到期的，均不再纳入机制执行范围。
三、优化完善适应新能源市场化改革的市场规则
（一）完善电能量市场规则。新能源项目自愿参与中长期市场交易，新能源项目参与中长期交易电量上限按其并网容量扣减机制电量对应容量后的最大发电能力确定，相应调整用户侧中长期签约比例要求。新能源项目全部并网容量参与实时市场，自愿参与日前市场，但必须参与可靠性机组组合。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑我省目前工商业用户尖峰电价水平等因素暂定为1.2元/千瓦时，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素暂定为0元/千瓦时，后续视电力市场运行情况适时调整。
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，形成稳定市场关系。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，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、曲线等内容，并根据实际灵活调整。
（二）完善市场结算规则。电能量电费由实时市场全电量电费、日前市场差价电费、中长期（含绿色电力交易）合约差价电费组成。实时市场全电量按实时价格结算，日前市场电量按日前市场价格与实时市场价格之差作差价结算，中长期合约电量按中长期合约价格与中长期合约结算参考点价格之差作差价结算。不得向新能源等市场主体不合理分摊费用。
（三）完善绿电交易规则。省内新能源主要通过双边协商、挂牌交易方式参加绿电交易，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。优化绿电交易结算规则，绿电交易电量的绿证收益，采用当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取最小的原则确定结算电量。机制电量不重复获得绿证收益，对应绿证按照国家有关规定处理。
（四）完善辅助服务市场规则。根据市场需求合理设置辅助服务品种和计价规则，做好运行监测、考核等，促进灵活性调节资源辅助服务价格合理形成。符合要求的辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例按照国家有关规定另行研究确定。完善与新能源全电量入市相适应的发电厂并网运行管理实施细则，加大对新能源场站功率预测准确率等指标考核力度。
（五）完善代理购电机制。新能源全面入市后，省内新能源上网电量不再作为电网企业收购的优先发电电量，其他执行保量保价的优先发电电量继续按现行价格机制由电网企业收购，保障居民、农业用户用电，不足部分由电网企业通过市场化方式采购，代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。
（一）履约保函要求。已投产项目参与竞价的，原则上不需要提交履约保函。未投产项目参与竞价的，应提交由国家金融监督管理总局批准设立、颁发金融许可证且具有相应业务资格的商业银行、企业集团财务公司开立的履约保函。其中，企业集团财务公司只能为本集团成员单位开具履约保函。履约保函金额四舍五入取整到千元，起始日期不得晚于参与竞价申报的日期，有效期自承诺的项目投产日期起不少于10个月。由代理机构聚合参与竞价的项目，可合并开具履约保函。计算方式为：
履约保函金额=竞价主体申报机制电量×该类项目竞价申报价格上限×10%
入选项目在投产后，可向省电力公司申请退还履约保函，其中，代理机构在其代理项目全部投产后可申请退还。未入选项目可在竞价结果公示结束之日后向省电力公司申请退还履约保函。省电力公司应及时完成履约保函退还。
（二）未按期投产处置。入选项目自申报承诺投产日期次月1日起，延期投产不超过6个月的，申报承诺投产日期次月1日起至投产当月月底期间的机制电量规模自动失效，省电力公司应根据延期天数扣除履约保函金额，扣除标准为：履约保函金额×1‰×延期天数。
入选的项目自申报承诺投产日期次月1日起，延期投产超过6个月的，该项目当次竞价结果作废，扣除全部履约保函金额，取消该项目未来三个年度的竞价资格。
扣除的履约保函金额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分享。因重大政策调整、自然灾害等不可抗力因素导致的项目延期投产，经省发展改革委同意后可减免扣除履约保函资金及免于取消未来三个年度的竞价资格。
（三）明确相关责任。新能源机制电价竞价由新能源项目自愿参加，并承担因参与竞价产生的竞价资格失效、机制电量规模大小、机制电价水平高低、履约保函资金扣减以及违法违规行为处罚等风险。竞价相关工作人员要严守保密规定，不得违规获取或未经授权对外泄露竞价有关信息，涉嫌违法违规的，将移交有关部门依法依规处置。
本细则自发布之日起执行，如遇国家有关政策调整，按照国家最新政策执行。
