9月5日，北京市發(fā)展和改革委員會發(fā)布關(guān)于對《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》公開征求意見的公告，其中提到，市城市管理委按年度制定本市新能源項目參與中長期電力市場交易方案，推動本市新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場。做好本市電力交易市場與跨省跨區(qū)電力交易市場的銜接，探索建立京津唐區(qū)域統(tǒng)一的電力現(xiàn)貨市場，研究電力現(xiàn)貨交易規(guī)則。

全面放開新能源項目上網(wǎng)電價。本市新能源項目上網(wǎng)電量進入電力市場后，上網(wǎng)電價實行市場調(diào)節(jié)價。新能源項目獨立參與電力直接交易的，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。分布式新能源項目通過聚合方式參與電力直接交易的，由聚合商統(tǒng)一代理參與市場，同一聚合項目執(zhí)行相同交易價格。新能源項目未參與電力直接交易的，接受市場形成的價格。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跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。

自2025年X月1日起，市城市管理委組織國網(wǎng)華北分部（京交二部）、首都電力交易中心開展本市中長期電力交易。根據(jù)電力市場建設(shè)情況，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。創(chuàng)造條件推動分布式新能源項目獨立或通過聚合方式參與電力交易。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(guān)系。指導首都電力交易中心在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。

2025年6月1日（不含）以前投產(chǎn)的新能源存量項目：

（1）電量規(guī)模。存量項目年度上網(wǎng)電量全部納入機制。新能源發(fā)電企業(yè)在納入機制的電量規(guī)模范圍內(nèi)每年可自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。鼓勵新能源項目通過設(shè)備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。

（2）機制電價。按本市煤電基準價0.3598元/千瓦時執(zhí)行。

（3）執(zhí)行期限。集中式新能源項目投產(chǎn)滿20年（含），或達到全生命周期合理利用小時數(shù)（光伏發(fā)電為26000小時，陸上風電為36000小時）前執(zhí)行機制。分布式新能源項目投產(chǎn)滿20年（含）之前執(zhí)行機制。

2025年6月1日（含）以后投產(chǎn)的新能源增量項目：

（1）電量規(guī)模。2025年新增納入機制電量規(guī)模結(jié)合2024年同期投產(chǎn)的新能源項目年度上網(wǎng)電量規(guī)模和可再生能源發(fā)展規(guī)劃需要確定。后續(xù)年度新增納入機制電量規(guī)模由市發(fā)展改革委會同市城市管理委按照上一年度本市完成國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重情況，以及用戶承受能力等因素確定。

（2）機制電價。由每年已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的新能源項目自愿參與競價形成。在年度機制電量規(guī)模內(nèi)、按照報價從低到高確定入選項目，最后一個入選項目的報價作為當年所有入選項目的機制電價。若存在多個項目按出清價格申報，則按申報電量比例分配機制電量規(guī)模（電量單位為千瓦時，保留整數(shù)）。

（3）執(zhí)行期限。按照當年同類項目回收初始投資的平均期限確定，原則上不高于12年。起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。如入選項目未按期投產(chǎn)，延期六個月（含）以內(nèi)的，投產(chǎn)前對應(yīng)的機制電量自動失效；延期六個月以上的，該項目當次競價入選結(jié)果作廢，且項目投資方所有新能源項目三年內(nèi)不得參與機制電價競價。

（4）單個項目競價方式。單個項目申報電量規(guī)模上限按照預計年上網(wǎng)電量的一定比例確定。預計年上網(wǎng)電量根據(jù)裝機容量乘以年度平均發(fā)電利用小時數(shù)并扣除廠用電后確定，本市光伏發(fā)電年度平均發(fā)電利用小時為1450小時，風電年度平均發(fā)電利用小時為2000小時，廠用電率為3%；比例原則上逐年遞減。單個項目申報價格不得高于競價上限，競價上限不高于本市煤電基準價。分布式光伏和分散式風電項目可獨立或聚合參與競價，聚合項目（視同單個項目）投產(chǎn)時間以所有項目中最晚投產(chǎn)的時間確定且所有項目投產(chǎn)時間間隔不得超過一年。

（5）競價組織形式。本市競價工作由市發(fā)展改革委牽頭組織，每年9月底前，在市發(fā)展改革委政務(wù)網(wǎng)站發(fā)布競價通知，明確機制電量規(guī)模、競價上限、機制電價執(zhí)行期限、競價項目類型、競價流程安排、競價主體資質(zhì)要求、競價申報材料等。市電力公司成立競價工作小組，配合開展競價相關(guān)工作。競價工作原則上在當年11月底完成，并在市發(fā)展改革委政務(wù)網(wǎng)站公示。

2025年6月1日（不含）前并網(wǎng)容量未達到核準（備案）容量的新能源項目，原則上視作存量項目，2025年6月1日（不含）前已并網(wǎng)容量部分對應(yīng)的上網(wǎng)電量納入機制，后續(xù)并網(wǎng)容量對應(yīng)的上網(wǎng)電量不再納入機制；新能源項目也可自愿選擇作為增量項目通過競價方式納入機制。

納入機制的新能源項目，原則上應(yīng)每年與市電力公司簽訂差價結(jié)算協(xié)議，明確執(zhí)行機制的電量比例（不得高于上一年）、機制電價、月度分解電量，協(xié)議有效期一年。協(xié)議到期后，雙方可自愿協(xié)商選擇延續(xù)或變更協(xié)議。存量分布式項目可選擇不再單獨簽訂差價結(jié)算協(xié)議，原購售電合同中電價、結(jié)算相關(guān)條款與本方案不符的按本方案執(zhí)行。

本市電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，市場交易均價按照本市同類項目最近一月所有交易電量的加權(quán)平均電能量價格確定，首都電力交易中心應(yīng)當按月將交易均價提供給市電力公司用于差價結(jié)算。電力現(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。

公開征集意見時間為：2025年9月5日至10月4日。

詳情如下：

關(guān)于對《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（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，推進新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作，結(jié)合本市實際情況，市發(fā)展改革委會同有關(guān)部門研究起草了《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（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5日至10月4日。

意見反饋渠道如下：

1.電子郵箱：jgc@fgw.beijing.gov.cn

2.通訊地址：北京市通州區(qū)運河東大街55號院北京市發(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：010-55590405

4.傳真：010-55590845

5.登錄北京市人民政府網(wǎng)站（.cn），在“政民互動”版塊下的“政策性文件意見征集”專欄中提出意見。

附件：1.《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》

2.《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》起草說明

北京市發(fā)展和改革委員會

2025年9月5日

附件1

北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案

（征求意見稿）

根據(jù)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 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)要求，為充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，加快構(gòu)建本市新型電力系統(tǒng)，健全綠色低碳發(fā)展機制，按照新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量全量入市、責任共擔、分類施策、統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的原則，制定本實施方案。

一、推動新能源項目上網(wǎng)電量全部參與市場交易

（一）建立健全本市中長期電力交易市場。市城市管理委按年度制定本市新能源項目參與中長期電力市場交易方案，推動本市新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場。做好本市電力交易市場與跨省跨區(qū)電力交易市場的銜接，探索建立京津唐區(qū)域統(tǒng)一的電力現(xiàn)貨市場，研究電力現(xiàn)貨交易規(guī)則。

（二）定期組織開展新能源中長期電力交易。自2025年X月1日起，市城市管理委組織國網(wǎng)華北分部（京交二部）、首都電力交易中心開展本市中長期電力交易。根據(jù)電力市場建設(shè)情況，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。創(chuàng)造條件推動分布式新能源項目獨立或通過聚合方式參與電力交易。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(guān)系。指導首都電力交易中心在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。

（三）完善新能源中長期電力交易機制。本市新能源項目可自行選擇參與電能量交易或綠色電力交易。參與電能量交易可依照本市現(xiàn)行中長期交易規(guī)則開展；參與綠色電力交易可通過雙邊協(xié)商、掛牌等方式開展，不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。新能源項目上網(wǎng)電量作為代理購電來源由國網(wǎng)北京市電力公司（以下簡稱市電力公司）采購時，僅參與電能量交易。

二、完善新能源項目上網(wǎng)電價市場形成機制

（四）全面放開新能源項目上網(wǎng)電價。本市新能源項目上網(wǎng)電量進入電力市場后，上網(wǎng)電價實行市場調(diào)節(jié)價。新能源項目獨立參與電力直接交易的，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。分布式新能源項目通過聚合方式參與電力直接交易的，由聚合商統(tǒng)一代理參與市場，同一聚合項目執(zhí)行相同交易價格。新能源項目未參與電力直接交易的，接受市場形成的價格。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跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。

（五）規(guī)范電力市場價格申報行為。本市新能源項目參與電能量交易，申報和成交價格僅明確電能量價格；參與綠色電力交易，申報和成交價格應(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格。

（六）強化新能源電力市場價格監(jiān)測。首都電力交易中心牽頭建立電力市場價格監(jiān)測體系，了解新能源電力交易主體情況，跟蹤批發(fā)側(cè)、零售側(cè)交易價格波動，系統(tǒng)評估新能源項目全面入市對電力市場價格影響，按月開展價格監(jiān)測和數(shù)據(jù)統(tǒng)計工作，并報市發(fā)展改革委、市城市管理委。

三、持續(xù)完善支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制

（七）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。接入北京電網(wǎng)并由市電力公司結(jié)算的本市新能源項目（“全電量自發(fā)自用”的除外）參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機制（以下簡稱機制）。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由市電力公司按月開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入本市電力系統(tǒng)運行費。

1.2025年6月1日（不含）以前投產(chǎn)的新能源存量項目：

（1）電量規(guī)模。存量項目年度上網(wǎng)電量全部納入機制。新能源發(fā)電企業(yè)在納入機制的電量規(guī)模范圍內(nèi)每年可自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。鼓勵新能源項目通過設(shè)備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。

（2）機制電價。按本市煤電基準價0.3598元/千瓦時執(zhí)行。

（3）執(zhí)行期限。集中式新能源項目投產(chǎn)滿20年（含），或達到全生命周期合理利用小時數(shù)（光伏發(fā)電為26000小時，陸上風電為36000小時）前執(zhí)行機制。分布式新能源項目投產(chǎn)滿20年（含）之前執(zhí)行機制。

2.2025年6月1日（含）以后投產(chǎn)的新能源增量項目：

（1）電量規(guī)模。2025年新增納入機制電量規(guī)模結(jié)合2024年同期投產(chǎn)的新能源項目年度上網(wǎng)電量規(guī)模和可再生能源發(fā)展規(guī)劃需要確定。后續(xù)年度新增納入機制電量規(guī)模由市發(fā)展改革委會同市城市管理委按照上一年度本市完成國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重情況，以及用戶承受能力等因素確定。

（2）機制電價。由每年已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的新能源項目自愿參與競價形成。在年度機制電量規(guī)模內(nèi)、按照報價從低到高確定入選項目，最后一個入選項目的報價作為當年所有入選項目的機制電價。若存在多個項目按出清價格申報，則按申報電量比例分配機制電量規(guī)模（電量單位為千瓦時，保留整數(shù)）。

（3）執(zhí)行期限。按照當年同類項目回收初始投資的平均期限確定，原則上不高于12年。起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。如入選項目未按期投產(chǎn)，延期六個月（含）以內(nèi)的，投產(chǎn)前對應(yīng)的機制電量自動失效；延期六個月以上的，該項目當次競價入選結(jié)果作廢，且項目投資方所有新能源項目三年內(nèi)不得參與機制電價競價。

（4）單個項目競價方式。單個項目申報電量規(guī)模上限按照預計年上網(wǎng)電量的一定比例確定。預計年上網(wǎng)電量根據(jù)裝機容量乘以年度平均發(fā)電利用小時數(shù)并扣除廠用電后確定，本市光伏發(fā)電年度平均發(fā)電利用小時為1450小時，風電年度平均發(fā)電利用小時為2000小時，廠用電率為3%；比例原則上逐年遞減。單個項目申報價格不得高于競價上限，競價上限不高于本市煤電基準價。分布式光伏和分散式風電項目可獨立或聚合參與競價，聚合項目（視同單個項目）投產(chǎn)時間以所有項目中最晚投產(chǎn)的時間確定且所有項目投產(chǎn)時間間隔不得超過一年。

（5）競價組織形式。本市競價工作由市發(fā)展改革委牽頭組織，每年9月底前，在市發(fā)展改革委政務(wù)網(wǎng)站發(fā)布競價通知，明確機制電量規(guī)模、競價上限、機制電價執(zhí)行期限、競價項目類型、競價流程安排、競價主體資質(zhì)要求、競價申報材料等。市電力公司成立競價工作小組，配合開展競價相關(guān)工作。競價工作原則上在當年11月底完成，并在市發(fā)展改革委政務(wù)網(wǎng)站公示。

3.新能源項目投產(chǎn)，是指項目按照核準（備案）容量全部建成并網(wǎng)，投產(chǎn)時間以電力業(yè)務(wù)許可證中最后一臺機組的投產(chǎn)日期確定。對于豁免電力業(yè)務(wù)許可證辦理的新能源項目，投產(chǎn)時間以市電力公司營銷系統(tǒng)中明確的并網(wǎng)送電時間為準。2025年6月1日（不含）前并網(wǎng)容量未達到核準（備案）容量的新能源項目，原則上視作存量項目，2025年6月1日（不含）前已并網(wǎng)容量部分對應(yīng)的上網(wǎng)電量納入機制，后續(xù)并網(wǎng)容量對應(yīng)的上網(wǎng)電量不再納入機制；新能源項目也可自愿選擇作為增量項目通過競價方式納入機制。

（八）確定納入機制電量的結(jié)算程序

1.簽訂差價結(jié)算協(xié)議。納入機制的新能源項目，原則上應(yīng)每年與市電力公司簽訂差價結(jié)算協(xié)議，明確執(zhí)行機制的電量比例（不得高于上一年）、機制電價、月度分解電量，協(xié)議有效期一年。協(xié)議到期后，雙方可自愿協(xié)商選擇延續(xù)或變更協(xié)議。存量分布式項目可選擇不再單獨簽訂差價結(jié)算協(xié)議，原購售電合同中電價、結(jié)算相關(guān)條款與本方案不符的按本方案執(zhí)行。

2.確定交易均價。本市電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，市場交易均價按照本市同類項目最近一月所有交易電量的加權(quán)平均電能量價格確定，首都電力交易中心應(yīng)當按月將交易均價提供給市電力公司用于差價結(jié)算。電力現(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。

3.分解月度機制電量。新能源項目月度機制電量按實際上網(wǎng)電量乘以執(zhí)行機制的電量比例確定，執(zhí)行機制的電量比例為年度機制電量規(guī)模與預計年上網(wǎng)電量的比值。月度機制電量累加達到年度機制電量規(guī)模后的上網(wǎng)電量不再納入機制；月度機制電量累加未達到年度機制電量規(guī)模的部分不跨年追補。新能源項目過戶后新主體繼承原主體機制電量比例。

4.開展差價結(jié)算。市電力公司對納入機制的新能源上網(wǎng)電量按月開展差價結(jié)算，市場交易均價低于機制電價部分，根據(jù)月度機制電量確定補償金額，由市電力公司通過系統(tǒng)運行費補償機制電量對應(yīng)的新能源項目；市場交易均價高于機制電價部分，根據(jù)月度機制電量確定返還金額，由市電力公司向機制電量對應(yīng)的新能源項目收取并納入系統(tǒng)運行費。市電力公司按年度匯總本市機制電價結(jié)算情況，于次年1月底前將有關(guān)情況報市發(fā)展改革委、市城市管理委。

（九）完善機制退出規(guī)則。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。新能源項目自愿申請退出機制的，應(yīng)于當月20日前以書面形式告知市電力公司，并于下月起結(jié)束差價結(jié)算。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，次月起均不得再次納入機制執(zhí)行范圍。

四、強化新能源市場化改革政策協(xié)同

（十）強化與能源規(guī)劃協(xié)同。妥善銜接好國家和本市能源電力規(guī)劃和新能源發(fā)展目標，根據(jù)本市電力建設(shè)需求和年度綠電消納指標，綜合考慮非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重以及本市電力用戶承受能力等因素，合理確定新能源增量項目納入機制的電量規(guī)模，穩(wěn)定增量項目收益預期。

（十一）強化與綠證政策協(xié)同。納入機制的新能源上網(wǎng)電量不參與綠色電力交易，不重復獲得綠證收益，對應(yīng)的綠證劃轉(zhuǎn)至市電力公司建立的北京市專用綠證賬戶，由全體工商業(yè)用戶共享，計入本市綠電消納量。

（十二）強化與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同。新能源項目入市后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不作為棄風棄光電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。2025年2月5日后不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件，2025年2月5日前已完成核準的新能源配儲項目仍按核準文件執(zhí)行。

（十三）強化與財政補貼機制協(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。

五、做好實施保障

（十四）加強組織落實。各部門要充分認識推進新能源上網(wǎng)電價市場化改革的重要意義,強化責任擔當，周密做好政策落地工作。加強政策宣傳解讀，及時回應(yīng)社會關(guān)切，凝聚改革共識。

（十五）做好跟蹤評估。各部門要結(jié)合部門職責，密切關(guān)注市場主體交易行為和價格情況，及時總結(jié)改革成效，優(yōu)化政策方案，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。

本方案自發(fā)文之日起施行。現(xiàn)行政策相關(guān)規(guī)定與本方案不符的，以本方案為準。

附件2

《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》起草說明

一、起草背景

2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)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，以下簡稱136號文），推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結(jié)算機制，并要求各地2025年底前出臺并實施具體方案。根據(jù)國家要求，結(jié)合本市新能源行業(yè)發(fā)展實際情況，市發(fā)展改革委會同相關(guān)部門研究起草了《北京市深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》（以下簡稱《實施方案》）。

二、主要內(nèi)容

《實施方案》對標對表國家136號文要求，主要包括以下五部分內(nèi)容。

1.推動新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量全部參與市場交易。市城市管理委按年度制定本市新能源項目參與中長期電力市場交易方案，組織開展新能源項目中長期電力交易。新能源項目可按照本市中長期交易方案要求入市交易。

2.完善新能源項目上網(wǎng)電價市場形成機制。本市新能源項目上網(wǎng)電量進入電力市場后，上網(wǎng)電價實行市場調(diào)節(jié)價，通過市場化交易形成。一是新能源項目獨立參與電力直接交易的，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。二是分布式新能源項目通過聚合方式參與電力直接交易的，由聚合商統(tǒng)一代理參與市場，同一聚合項目執(zhí)行相同交易價格。三是新能源項目未參與電力直接交易的，作為價格接受者接受市場形成的價格。

3.持續(xù)完善支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制。新能源項目參與市場后，在市場外建立“多退少補”的差價結(jié)算機制，對納入機制的新能源上網(wǎng)電量制定機制電價，開展差價結(jié)算，當市場交易均價低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價，結(jié)算費用納入本市系統(tǒng)運行費。

以2025年6月1日是否投產(chǎn)區(qū)分存量項目和增量項目，分別制定機制電價、機制電量和執(zhí)行期限。2025年6月1日（不含）前投產(chǎn)的存量新能源項目年度上網(wǎng)電量納入機制（項目主體可自主選擇逐年降低納入機制電量規(guī)模）；機制電價為本市燃煤基準價0.3598元/千瓦時；執(zhí)行期限為投產(chǎn)滿20年或達到全生命周期合理利用小時數(shù)（光伏項目26000小時、風電項目36000小時）前。

2025年6月1日（含）后投產(chǎn)的增量項目通過競價方式納入機制，2025年新增納入機制電量規(guī)模結(jié)合2024年同期投產(chǎn)的新能源項目年度上網(wǎng)電量規(guī)模和可再生能源發(fā)展規(guī)劃需要確定，后續(xù)年度新增納入機制電量規(guī)模按照上一年度本市完成國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重情況，以及用戶承受能力等因素確定。機制電價通過每年組織競價形成，設(shè)置競價上限，競價上限不超過本市煤電基準價；執(zhí)行期限按照當年同類項目回收初始投資的平均期限確定（原則上不高于12年）。

4.強化新能源市場化改革政策協(xié)同。一是強化與能源規(guī)劃協(xié)同，妥善銜接好國家和本市能源電力規(guī)劃和新能源發(fā)展目標，合理確定納入機制的電量規(guī)模。二是強化與綠證政策協(xié)同，納入機制的新能源上網(wǎng)電量對應(yīng)的綠色環(huán)境屬性價值（即綠證）劃轉(zhuǎn)至專用綠證賬戶，由全體工商業(yè)用戶共享，計入本市綠電消納量。三是強化與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，不將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件。四是強化與財政補貼機制協(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政策執(zhí)行。

5.做好實施保障。主要是做好政策實施保障工作，保障新能源上網(wǎng)電價市場化改革平穩(wěn)推進。

三、本次改革對終端用戶的影響

本市居民、農(nóng)業(yè)用戶繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價，電價水平將保持穩(wěn)定。工商業(yè)用戶通過市場化方式購電，新能源入市后，工商業(yè)用戶將有更多機會購買到綠色電力，短期看工商業(yè)用戶電價將總體維持穩(wěn)定，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動。