9月11日，吉林省发展改革委发布关于对《吉林省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。
对于存量项目：
项目范围：2025年5月31日以前全容量并网的新能源项目。
机制电量：衔接省内保障性收购电量政策。
机制电价：373.1元/兆瓦时。
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时间与投产满20年对应时间较早者确定。
对于增量项目：
项目范围：2025年6月1日起投产的新能源项目。
机制电量：第一年纳入机制电量比例参考原新能源非市场化比例暂确定为40%，第二年及以后根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素动态调整。
机制电价：通过市场化竞价确定。
执行期限：仅考虑回收初始投资，确定为12年。
原文如下：
吉林省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案
（征求意见稿）
为全面贯彻党的二十届三中全会精神，统筹能源安全保障与绿色低碳发展，深化电力市场机制创新，加快构建新型电力系统，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、《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的通知》（发改价格〔2025〕136号）等文件要求，立足市场化改革主线，坚持分类施策、稳中求进，推动新能源上网电价全面衔接市场供需，促进新能源产业高质量发展，现制定本实施方案如下。
一、总体目标
以市场化改革为核心，推动风电、光伏等新能源电量全面参与电力市场交易，建立适应吉林省新能源发展特点的可持续发展价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，实现新能源上网电价全面市场化，助力“双碳”目标实现。
二、基本原则
坚持深化改革。进一步深化新能源上网电价市场化改革，新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。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。按照136号文件要求，建立新能源可持续发展价格结算机制。
坚持分类施策。区分存量和增量分类施策，综合电力用户承受能力和经济发展需要，保持政策的平稳过渡，维持市场主体投资建设积极性，适时开展效果评估，跟进完善政策。
坚持安全稳定。政策实施过程中，充分考虑对电力市场建设的影响，做好市场供需预测和各类经营主体电价水平测算，防范市场风险，保障电力系统安全稳定运行。
三、主要任务
（一）推动上网电量全面进入电力市场。集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电项目，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，地方水电公司域内的新能源项目待具备条件后直接进入电力市场。根据市场建设情况，逐步放开其他各类电源进入市场参与交易。
（二）完善现货市场交易机制。一是明确新能源参与市场方式。集中式新能源项目以“报量报价”方式参与现货市场，现阶段分布式（分散式）新能源主要以聚合方式自愿参与现货市场，也可作为价格接受者参与现货市场，逐步推动分布式（分散式）新能源直接参与现货市场。二是做好日前、实时市场衔接。新能源项目全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场。加快实现自愿参与日前市场。三是适当优化现货市场限价。现货市场申报价格上限考虑我省工商业用户尖峰电价水平及电力市场供需等因素确定，下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益（新能源财政补贴、绿色环境价值等）确定，具体由省级价格主管部门制定并适时调整。
（三）完善中长期市场交易和价格机制。一是持续完善市场规则，推动中长期交易向更长周期、更短周期双向延伸，提升交易频次，实现按日连续运营；稳步推进新能源与火电同台竞价，实现各类电源公平参与市场；逐步推动根据现货市场价格信号形成峰谷时段；允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同分时段量价等内容，并根据实际灵活调整，不对新能源中长期签约比例做强制要求。二是中长期交易合同量价、曲线、结算参考点等内容由交易双方自行确定，中长期结算参考点初期暂定为统一结算点。机制电量不再开展其他形式的差价结算，暂由电网企业代表全体用户与新能源企业按年度签订机制电量中长期合约（差价结算协议），明确合同价格为参考结算价，相关电量同步计入用户侧中长期签约比例。现货市场连续运行时，新能源参与中长期交易的申报电量上限按额定容量扣减机制电量对应容量后的上网能力确定。三是分布式（分散式）新能源现阶段可主要选择以聚合或作为价格接受者、“报量不报价”或“报量报价”方式参与市场，未选择聚合参与的，默认作为价格接受者参与市场；逐步推动分布式（分散式）新能源直接参与市场。
（四）完善绿电绿证交易机制。一是省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易，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，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。二是优化调整绿电交易结算，纳入机制的电量不重复获得绿证收益，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小”的原则结算。三是做好机制电量对应绿证划转，建立省级专用绿证账户，机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户，由承担机制电量差价结算费用的用户共有。四是探索多年期绿电交易（PPA），引导新能源企业根据机制外电量发电能力，与用户签订多年期绿电交易合同。
（五）完善辅助服务市场机制。科学确定电力辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种。现货市场同步运行调频辅助服务市场，允许具有调节能力的新能源参与调频辅助服务市场，辅助服务费用分摊方式及分担比例另行明确。
（六）建立新能源可持续发展价格结算机制。对纳入机制的电量，在市场外建立差价结算机制，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费。一是确定电量规模、机制电价和执行期限。存量项目为2025年5月31日以前全容量并网的新能源项目，纳入机制电量规模衔接省内保障性收购电量政策，机制电价为373.1元/兆瓦时；中标获得特许经营权的项目，按中标电价执行，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时间与投产满20年对应时间较早者确定。增量项目为2025年6月1日起投产的新能源项目，第一年纳入机制电量比例参考原新能源非市场化比例暂确定为40%，第二年及以后根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素动态调整，机制电价通过市场化竞价确定，执行期限仅考虑回收初始投资，确定为12年。增量项目竞价工作由省发展改革委委托省电力公司统一组织开展，竞价细则、竞价公告等竞价相关内容经省发展改革委批准后实施。二是确定市场交易均价计算原则。现货市场未连续运行时，市场交易均价原则上按照发电侧同类项目月度中长期集中交易加权平均价格确定。现货市场连续运行后，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。项目类型分为风电、光伏。新能源项目纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用。三是采用“事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量形成”的机制电量确定方式，按月做好机制电量差价电费结算、清算工作。若当年已结算机制电量达到年度机制电量规模，则当月超过部分及后续月不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不进行跨年滚动。四是明确机制退出规则，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，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。存量项目无需重新签订购售电合同，原购售电合同价格条款按照新能源可持续发展价格政策结算。纳入机制的新能源项目应与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》，协议原则上有效期为一年，期限届满前，若双方无异议，到期后自动延期。在执行期内自愿退出、机制电量执行期届满或项目注销导致机制电量终止的，差价协议自动废止。纳入机制的新能源项目暂未签订差价协议的，按本方案规定先行开展差价结算。
（七）完善电能量市场结算机制。一是完善市场运营费用分类与管理标准。加强市场费用管理，明确市场费用的类别及适用范围，建立公开透明费用标准。市场费用分为成本补偿类费用、市场平衡类费用、偏差调节类费用等。二是完善电能量费用结算限价机制。根据发电成本、结算价格等因素，优化完善结算限价机制，确保现货市场结算均价处于合理区间，合理反映市场分时价格信号。
（八）优化代理购电电量采购机制。新能源全面入市后，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，对于通过市场化方式无法买足电量的，现货市场未运行期间按偏差电量价格结算；现货市场运行期间按现货价格结算。结合省内市场建设、优发优购匹配情况等，优化代理购电电量采购、价格机制及代理购电价格发布内容等细则。
（九）做好与新能源消纳的衔接。参与现货市场的新能源，在省间现货、省内现货以及辅助服务等市场组织完成后，如果因自身报价高、未报价等因素导致部分电量未能全部上网，不纳入新能源利用率统计与考核。
四、保障措施
（一）建立电价监测和风险防范机制。定期监测新能源交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，及时分析处置，确保新能源上网电价市场化改革政策平稳有序推进。
（二）做好电力市场规范管理工作。进一步规范和完善电力市场信息披露规则，披露新能源市场运行总体情况，定期发布同类新能源发电项目市场交易均价；规范电力市场电费结算流程，做好新能源项目上网电费、差价电费结算工作。
（三）做好政策宣贯。开展市场培训，宣贯政策要求、实施方案以及交易结算规则，帮助企业熟悉交易规则和流程，提升市场参与能力。强化沟通与协调，及时了解经营主体的意见和诉求，积极回应并解决问题。
（四）完善技术支持系统。按照相关规则要求，做好交易、结算、竞价等系统功能及计量装置适应性改造工作。
