9月5日，北京市發改委發布《北京市深化新能源上網電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》，實施方案明確：

存量項目

2025年6月1日（不含）前并網容量未達到核準（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）前已并網容量部分對應的上網電量納入機制，后續并網容量對應的上網電量不再納入機制。

1、機制電量：年度上網電量全部納入機制。

2、機制電價：按本市煤電基準價0.3598元/千瓦時執行。

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

增量項目

1、機制電量：

2025年新增納入機制電量規模結合2024年同期投產的新能源項目年度上網電量規模和可再生能源發展規劃需要確定。

單個項目申報電量規模上限按照預計年上網電量的一定比例確定。本市光伏發電年度平均發電利用小時為1450小時，風電年度平均發電利用小時為2000小時，廠用電率為3%；比例原則上逐年遞減。

2、機制電價：

由每年已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的新能源項目自愿參與競價形成。

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。

3、執行期限：

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。

三、取消強制配儲

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、上網等前置條件，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行。

原文如下：

關于對《北京市深化新能源上網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，推進新能源上網電價市場化改革工作，結合本市實際情況，市發展改革委會同有關部門研究起草了《北京市深化新能源上網電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》，現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：北京市通州區運河東大街55號院北京市發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站（https://www.beijing.gov.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電價市場化改革工作實施方案（征求意見稿）》.docx

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

北京市發展和改革委員會

2025年9月5日

附件1：

北京市深化新能源上網電價市場化

改革工作實施方案

（征求意見稿）

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，為充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，加快構建本市新型電力系統，健全綠色低碳發展機制，按照新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全量入市、責任共擔、分類施策、統籌協調的原則，制定本實施方案。

一、推動新能源項目上網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電力交易市場的銜接，探索建立京津唐區域統一的電力現貨市場，研究電力現貨交易規則。

（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。根據電力市場建設情況，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。創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。鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險、形成穩定供求關系。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行中長期交易規則開展；參與綠色電力交易可通過雙邊協商、掛牌等方式開展，不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。新能源項目上網電量作為代理購電來源由國網北京市電力公司（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電價市場形成機制

（四）全面放開新能源項目上網電價。本市新能源項目上網電量進入電力市場后，上網電價實行市場調節價。新能源項目獨立參與電力直接交易的，上網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，由聚合商統一代理參與市場，同一聚合項目執行相同交易價格。新能源項目未參與電力直接交易的，接受市場形成的價格。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。

（五）規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，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格。

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

三、持續完善支持新能源高質量發展的制度機制

（七）建立新能源可持續發展價格結算機制。接入北京電網并由市電力公司結算的本市新能源項目（“全電量自發自用”的除外）參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制（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算，結算費用納入本市電力系統運行費。

1.2025年6月1日（不含）以前投產的新能源存量項目：

（1）電量規模。存量項目年度上網電量全部納入機制。新能源發電企業在納入機制的電量規模范圍內每年可自主確定執行機制的電量比例、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/千瓦時執行。

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

2.2025年6月1日（含）以后投產的新能源增量項目：

（1）電量規模。2025年新增納入機制電量規模結合2024年同期投產的新能源項目年度上網電量規模和可再生能源發展規劃需要確定。后續年度新增納入機制電量規模由市發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自愿參與競價形成。在年度機制電量規模內、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模（電量單位為千瓦時，保留整數）。

（3）執行期限。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時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。如入選項目未按期投產，延期六個月（含）以內的，投產前對應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果作廢，且項目投資方所有新能源項目三年內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模上限按照預計年上網電量的一定比例確定。預計年上網電量根據裝機容量乘以年度平均發電利用小時數并扣除廠用電后確定，本市光伏發電年度平均發電利用小時為1450小時，風電年度平均發電利用小時為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）投產時間以所有項目中最晚投產的時間確定且所有項目投產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展改革委牽頭組織，每年9月底前，在市發展改革委政務網站發布競價通知，明確機制電量規模、競價上限、機制電價執行期限、競價項目類型、競價流程安排、競價主體資質要求、競價申報材料等。市電力公司成立競價工作小組，配合開展競價相關工作。競價工作原則上在當年11月底完成，并在市發展改革委政務網站公示。

3.新能源項目投產，是指項目按照核準（備案）容量全部建成并網，投產時間以電力業務許可證中最后一臺機組的投產日期確定。對于豁免電力業務許可證辦理的新能源項目，投產時間以市電力公司營銷系統中明確的并網送電時間為準。2025年6月1日（不含）前并網容量未達到核準（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）前已并網容量部分對應的上網電量納入機制，后續并網容量對應的上網電量不再納入機制；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算程序

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

2.確定交易均價。本市電力現貨市場連續運行前，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平均電能量價格確定，首都電力交易中心應當按月將交易均價提供給市電力公司用于差價結算。電力現貨市場連續運行后，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定。

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電量乘以執行機制的電量比例確定，執行機制的電量比例為年度機制電量規模與預計年上網電量的比值。月度機制電量累加達到年度機制電量規模后的上網電量不再納入機制；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.開展差價結算。市電力公司對納入機制的新能源上網電量按月開展差價結算，市場交易均價低于機制電價部分，根據月度機制電量確定補償金額，由市電力公司通過系統運行費補償機制電量對應的新能源項目；市場交易均價高于機制電價部分，根據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的新能源項目收取并納入系統運行費。市電力公司按年度匯總本市機制電價結算情況，于次年1月底前將有關情況報市發展改革委、市城市管理委。

（九）完善機制退出規則。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目自愿申請退出機制的，應于當月20日前以書面形式告知市電力公司，并于下月起結束差價結算。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，次月起均不得再次納入機制執行范圍。

四、強化新能源市場化改革政策協同

（十）強化與能源規劃協同。妥善銜接好國家和本市能源電力規劃和新能源發展目標，根據本市電力建設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模，穩定增量項目收益預期。

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

（十二）強化與優化環境協同。新能源項目入市后因報價等因素未上網電量，不作為棄風棄光電量，不納入新能源利用率統計與考核。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、上網等前置條件，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行。

（十三）強化與財政補貼機制協同。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

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，及時回應社會關切，凝聚改革共識。

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

本方案自發文之日起施行。現行政策相關規定與本方案不符的，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，國家發展改革委、國家能源局印發《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，以下簡稱136號文），推動新能源上網電價全面由市場形成，建立支持新能源可持續發展的價格結算機制，并要求各地2025年底前出臺并實施具體方案。根據國家要求，結合本市新能源行業發展實際情況，市發展改革委會同相關部門研究起草了《北京市深化新能源上網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容。

1.推動新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網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電價市場形成機制。本市新能源項目上網電量進入電力市場后，上網電價實行市場調節價，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，由聚合商統一代理參與市場，同一聚合項目執行相同交易價格。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.持續完善支持新能源高質量發展的制度機制。新能源項目參與市場后，在市場外建立“多退少補”的差價結算機制，對納入機制的新能源上網電量制定機制電價，開展差價結算，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，結算費用納入本市系統運行費。

以2025年6月1日是否投產區分存量項目和增量項目，分別制定機制電價、機制電量和執行期限。2025年6月1日（不含）前投產的存量新能源項目年度上網電量納入機制（項目主體可自主選擇逐年降低納入機制電量規模）；機制電價為本市燃煤基準價0.3598元/千瓦時；執行期限為投產滿20年或達到全生命周期合理利用小時數（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模結合2024年同期投產的新能源項目年度上網電量規模和可再生能源發展規劃需要確定，后續年度新增納入機制電量規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，設置競價上限，競價上限不超過本市煤電基準價；執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同。一是強化與能源規劃協同，妥善銜接好國家和本市能源電力規劃和新能源發展目標，合理確定納入機制的電量規模。二是強化與綠證政策協同，納入機制的新能源上網電量對應的綠色環境屬性價值（即綠證）劃轉至專用綠證賬戶，由全體工商業用戶共享，計入本市綠電消納量。三是強化與優化環境協同，不將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等前置條件。四是強化與財政補貼機制協同，享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有政策執行。

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

三、本次改革對終端用戶的影響

本市居民、農業用戶繼續執行現行目錄銷售電價，電價水平將保持穩定。工商業用戶通過市場化方式購電，新能源入市后，工商業用戶將有更多機會購買到綠色電力，短期看工商業用戶電價將總體維持穩定，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。