10月15日，《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》正式印发。
存量项目
1．存量项目范围。2025年6月1日以前投产（即全容量并网，下同）的新能源项目。
2．机制电量规模。存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。单个项目在签约规模上限范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。
3．机制电价。存量项目的机制电价按0.3964元/千瓦时执行。
4．执行期限。集中式和分散式风电项目、集中式光伏发电项目执行期限按各项目2025年12月31日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，分布式光伏发电项目按照投产满20年对应时间确定。
增量项目
1．增量项目范围。2025年6月1日起投产的新能源项目。
2．竞价时间。原则上每年10月组织开展下一年的竞价工作。竞价工作由市发展改革委会同市经济信息委、市能源局共同组织，委托国网重庆市电力公司按照本实施方案及配套政策要求开展具体工作。
3．竞价分类。综合考虑建设成本和运行特性的差异，初期分为风电和光伏发电两类组织竞价。
4．电量规模。竞价电量规模根据国家下达的年度非水电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确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。第一年纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与我市现有新能源价格非市场化比例适当衔接，单个项目申请纳入机制的电量占其全部上网电量的比例应低于100%，具体比例在每年的竞价通知中明确。
5．机制电价。增量项目机制电价通过竞价确定。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。
6．执行期限。增量项目竞价结果执行期限暂按12年确定。
7．竞价上下限。增量项目竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，最高不得超过现行煤电基准价。初期考虑同期先进电站造价（仅包含固定成本）折算度电成本等因素确定竞价下限。竞价上下限具体水平在每年竞价通知中明确。
《方案》指出，市调直调集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目作为价格接受者或聚合后“报量报价”、“报量不报价”参与现货市场交易。新能源项目公平参与实时市场，自愿参与日前市场。用户侧可在报装容量范围内自主决策日前市场申报购买量。
现货市场申报、出清上限暂按1.5元/千瓦时执行，现货市场申报、出清下限暂按0元/千瓦时执行，后续结合电力市场建设情况动态调整。
本方案自印发之日起执行，现行政策相关规定与本实施方案不符的，以本实施方案为准。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。地方电网和增量配网参照本实施方案，结合各自经营区实际，制定具体执行方案。
原文如下：
关于印发《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知
渝发改价格〔2025〕1251号
各区县（自治县）发展改革委、经济信息委，两江新区市场监管局、重庆高新区改革发展局、万盛经开区发展改革局，国网重庆市电力公司、重庆市电力交易中心、三峡水利电力（集团）有限公司，各有关发电企业：
根据《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）要求，结合我市实际，市发展改革委、市经济信息委、市能源局、华中能源监管局研究制定了《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，经市政府同意，现印发给你们，请认真组织抓好落实。
重庆市发展和改革委员会 重庆市经济和信息化委员会
重庆市能源局 国家能源局华中监管局
2025年10月15日
重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案
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）等文件精神，结合我市实际，制定本实施方案。
一、改革目标和原则
坚持市场化改革方向，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体要求，完善适应我市新能源发展的市场交易体系、价格机制体系、风险防控体系，确保风电、太阳能发电全面参与电力市场交易，推动新能源高质量发展，助力“双碳”目标实现。
坚持深化改革。深化电力市场化改革，持续完善电力中长期、现货、辅助服务、绿电等市场规则，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源上网电量全面进入电力市场。
坚持分类施策。区分存量和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，存量项目机制电价与现行政策衔接，增量项目机制电价通过竞争方式形成，稳定项目收益预期，用价格信号引导有序投资。
坚持统筹协调。强化与行业管理、产业发展、绿色能源消费等政策协同，在更好支撑新能源发展规划目标实现的同时，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。
坚持安全稳定。强化改革全过程风险管控，做好信息披露、监测评估等工作，防范市场风险和价格异常波动，营造有利于价格有效形成的市场环境，保障电力系统安全稳定运行。
二、推动新能源上网电价全面由市场形成
（一）推动新能源上网电量全面进入电力市场。新能源项目（集中式风电、集中式光伏发电、分散式风电、分布式光伏发电等风电、太阳能发电项目，下同）上网电量自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。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国家跨省跨区送电相关政策执行。（责任单位：市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
（二）完善现货市场交易和价格机制。市调直调集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目作为价格接受者或聚合后“报量报价”、“报量不报价”参与现货市场交易。新能源项目公平参与实时市场，自愿参与日前市场。用户侧可在报装容量范围内自主决策日前市场申报购买量。现货市场申报、出清上限暂按1.5元/千瓦时执行，现货市场申报、出清下限暂按0元/千瓦时执行，后续结合电力市场建设情况动态调整。（责任单位：市经济信息委、市发展改革委、国网重庆电力、市电力交易中心）
（三）完善中长期市场交易和价格机制。新能源项目可参与年度、多月、月度、月内等周期的中长期交易。市调直调集中式新能源项目直接参与中长期市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目可直接或聚合后参与中长期市场交易。参考装机容量扣减机制电量对应容量、利用小时数等因素，合理确定新能源项目机制外电量中长期签约上限。（责任单位：华中能源监管局、市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
（四）完善绿电绿证交易机制。优化调整绿电交易结算规则，纳入机制的电量不重复获得绿证收益。绿电交易的绿证收益采用“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”的原则确定。建立市级专用绿证账户，机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户。（责任单位：市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
（五）完善辅助服务市场机制。合理设置有偿辅助服务品种，明确辅助服务费用分摊方式，调频、备用辅助服务费用，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。新能源上网电量全部进入电力市场且电力现货市场正式运行后，参与市内电能量市场交易的上网电量不再分摊调频、备用辅助服务市场费用。（责任单位：华中能源监管局、市发展改革委、国网重庆电力、三峡水利电力公司）
三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
（一）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于其电价水平（以下简称“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用。执行机制电价的项目可在每年10月底前自主向电网企业申请下调次年机制电量比例，调低比例部分不得再次申请纳入机制电价范围。现货连续运行时，纳入机制的电量，初期不再参与电力中长期交易和绿色电力交易。差价结算机制自2026年1月1日起执行。（责任单位：市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
（二）存量项目电量规模、机制电价和执行期限。
1．存量项目范围。2025年6月1日以前投产（即全容量并网，下同）的新能源项目。
2．机制电量规模。存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。单个项目在签约规模上限范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。
3．机制电价。存量项目的机制电价按0.3964元/千瓦时执行。
4．执行期限。集中式和分散式风电项目、集中式光伏发电项目执行期限按各项目2025年12月31日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，分布式光伏发电项目按照投产满20年对应时间确定。
（责任单位：市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、三峡水利电力公司）
（三）增量项目电量规模、机制电价和执行期限。
1．增量项目范围。2025年6月1日起投产的新能源项目。
2．竞价时间。原则上每年10月组织开展下一年的竞价工作。竞价工作由市发展改革委会同市经济信息委、市能源局共同组织，委托国网重庆市电力公司按照本实施方案及配套政策要求开展具体工作。
3．竞价分类。综合考虑建设成本和运行特性的差异，初期分为风电和光伏发电两类组织竞价。
4．电量规模。竞价电量规模根据国家下达的年度非水电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确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。第一年纳入机制的电量占增量项目新能源上网电量的比例，与我市现有新能源价格非市场化比例适当衔接，单个项目申请纳入机制的电量占其全部上网电量的比例应低于100%，具体比例在每年的竞价通知中明确。
5．机制电价。增量项目机制电价通过竞价确定。已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的新能源项目均可参与竞价。按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。
6．执行期限。增量项目竞价结果执行期限暂按12年确定。
7．竞价上下限。增量项目竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，最高不得超过现行煤电基准价。初期考虑同期先进电站造价（仅包含固定成本）折算度电成本等因素确定竞价下限。竞价上下限具体水平在每年竞价通知中明确。
（责任单位：市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
（四）机制电量差价电费结算方式。新能源项目纳入机制的电量应当分解至月度，电网企业每月按机制电价开展差价结算，差价结算费用纳入系统运行费用“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，按月向全体工商业用户分摊或分享。用于机制电量差价电费结算的市场交易均价暂按同类型项目月度实时市场节点加权均价确定，项目类型分为风电、光伏发电两类。新能源项目已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时，超过部分及后续月份电量不再执行机制电价，若年末累计未达到年度机制电量规模，缺额部分电量不跨年滚动。
新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用＝实际上网电量×机制电量比例×（机制电价－同类型项目月度实时市场节点加权均价）。（责任单位：市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
（五）纳入机制项目退出规则。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。（责任单位：市发展改革委、市经济信息委、市能源局、国网重庆电力、市电力交易中心、三峡水利电力公司）
四、保障措施
（一）强化组织落实和协同联动。各有关部门要协同联动、密切配合，充分听取有关方面意见，主动协调解决实施过程中遇到的问题。市发展改革委要加强统筹协调。华中能源监管局、市经济信息委会同市发展改革委、市能源局要加快制定或修订有关电力市场交易规则，华中能源监管局要加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业要持续提升新能源项目管理、计量支撑、并网服务等能力，做好竞价、结算、合同签订和系统维护等工作，及时建立或更新纳入机制的新能源项目台账，对机制执行结果单独归集，为市场主体提供优质服务。
（二）强化跟踪监测和政策评估。切实落实好关于新能源利用率统计和考核、代理购电、财政补贴和优化环境等方面政策衔接要求。新能源项目调试期电量上网电价按照发电机组进入及退出商业运营相关政策规定执行。电网企业和电力交易机构要监测好市场价格波动、终端用户电价水平等情况，出现异常情况及时向有关部门报告。各有关部门要认真评估对行业发展和企业经营等方面影响，及时总结改革成效，适时优化完善政策。同时，根据市场建设及行业发展状况，适时推动生物质发电等其他电源参与市场交易。
（三）强化政策宣贯和信息公开。各有关部门要会同电网企业和电力交易机构开展好政策宣传解读和培训，主动回应好市场主体关心的问题，及时做好竞价交易安排等宣传告知，提升新能源市场主体参与能力。电网企业和电力交易机构要及时披露市场运行总体情况，定期发布同类型新能源发电项目市场交易均价，确保信息公开透明。
本方案自印发之日起执行，现行政策相关规定与本实施方案不符的，以本实施方案为准。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。地方电网和增量配网参照本实施方案，结合各自经营区实际，制定具体执行方案。
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