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）精神，推動新能源行業高質量發展，促進能 源綠色低碳轉型，結合河北實際，制定本實施方案。 

一、總體目標 

市場化改革方向、責任公平承擔、區分存量增量、政策 統籌協調的總體原則，推動新能源上網電量全面進入電力市場， 通過市場交易形成價格，建立以市場為導向的新能源價格形成機 制；充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，同時更好發揮政 府作用，穩定項目收益預期，保障市場主體投資積極性，促進新 能源高質量發展，推動構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。 

二、改革內容 

（一）推動新能源上網電價全面由市場形成 

1.新能源上網電量全面參與市場交易。新能源項目（風電、 太陽能發電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電 價通過市場交易形成。其中，集中式項目報量報價參與交易；分 布式項目（含分散式風電，下同）可直接或通過聚合方式報量報 價參與交易，未選擇直接參與或聚合參與的，默認作為“價格接 受者”參與市場。直接參與交易或通過聚合方式參與交易的新能 源項目，應在河北電力交易平臺注冊。鼓勵具備相應資質的聚合 商在電力交易平臺注冊成為經營主體后，聚合一家或多家分布式 項目參與市場。 

2.加快現貨市場建設和交易結算�，F貨市場結算運行時，日 前市場和可靠性機組組合分別組織，新能源項目和用戶全量參與 日前可靠性機組組合和實時市場出清。2026年1月1日前實現 新能源和用戶自愿參與日前市場。分布式新能源如不具備條件， 可作為“價格接受者”參與實時市場結算。 現貨市場未結算運行時，電能量電費按中長期市場結算方式 執行。現貨市場結算運行時，電能量電費按照現貨規則結算。 參照河北南網工商業用戶尖峰電價水平，各類市場主體申報 和出清價格上限設為1.2元/千瓦時（含稅、下同）；申報和出清 價格下限設為0元/千瓦時，后續根據現貨市場連續運行情況適 時調整。

 3.優化中長期市場交易結算。中長期交易向更長周期、更短 周期雙向延伸，提升交易頻次，實現中長期按日連續開市。允許 供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲 線等內容，并根據實際靈活調整。現貨市場連續運行后，結算參 考點選擇實時市場的統一結算點。按照國家相關規定逐步放寬各 類電源的中長期簽約比例要求，用戶中長期簽約比例要求相應調 整。 

 4.完善綠電綠證交易機制。省內綠電交易通過雙邊協商或掛 牌方式組織，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，促進各類型電力公平競爭、用 戶按需選擇。綠證收益按當月合同電量、扣除機制電量的上網電 量、電力用戶用電量三者取小的原則確定結算數量，以對應綠證 價格結算。鼓勵新能源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。 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 國家跨省跨區送電相關政策執行。 

（二）建立健全支持新能源高質量發展的機制 1.建立新能源可持續發展價格結算機制 在電力市場外建立支持新能源高質量發展的差價結算機制， 對納入機制的電量，當同類項目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。以2025年6月1日全 容量并網為界，區別存、增量項目分類設計差價結算機制。其中， 集中式新能源全容量并網時間按照電力業務許可證明確的機組 投產日期確認；分布式新能源以電網企業明確的并網送電時間為 準。2025年6月1日前已經并網的集中式項目，委托省級電網 企業審核，由省能源主管部門發布存量集中式項目清單。2025 年6月1日前已經并網的分布式項目，已并網部分界定為存量項 目，實際并網規模與備案規模不一致的，投資主體應當向原備案 機關申請變更備案，并主動向能源主管部門和電網企業告知相關 信息，承擔市場主體責任。后續增容部分應單獨計量，視為增量 項目；無法單獨計量的，增容部分投產后視為整體放棄存量項目 資格，不再享受存量機制保障。

 2.存量項目 電量規模：結合當前新能源入市實際情況，分類確定新能源 項目參與機制電量占上網電量的比例上限：集中式風電70%、集 中式光伏40%（其中扶貧部分100%）、10kV及以上并網的工商 業分布式光伏80%、其余分布式光伏和分散式風電100%。對于 同一電站兼具多種類型電量的，按相應類型容量占比加權確定其 執行機制電量的最高比例。新能源發電項目可在規模上限范圍內 每年自主確定執行機制電量的比例，但不得高于上一年。 機制電價：按河北南網現行燃煤發電基準價0.3644元/千瓦 時執行。 執行期限：新能源發電項目達到全生命周期合理利用小時數 （具體到月）或投產運行滿20年（具體到月）較早者的次月起 退出差價結算機制。

 3.增量項目 電量規模：省發展改革委結合省內年度非水電可再生能源電 力消納責任權重完成情況、用戶承受能力，每年研究確定新增納 入機制的年度電量總規模及風電、光伏等類別競價規模，按規定 向社會公布。 符合條件的新能源項目參與機制電量競價，年度機制電量申  報規模按如下方式與機制電量申報比例聯動確定。 

單個項目申報規模=項目裝機容量×同類項目近三年平均發 電利用小時數×（1-廠用電率）×機制電量申報比例 其中，同類項目近三年平均發電利用小時數取項目組織競價 年度前三年同類項目平均發電利用小時數；廠用電率：集中式項 目參考項目組織競價前一年同類型項目平均廠用電率，分布式項 目取國家及我省規定的相應類別項目的自發自用電量比例。機制 電量占上網電量的比例由新能源項目自主申報、上限為80%。 

機制電價：省發展改革委統籌考慮新能源合理成本收益、綠 色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，逐年確定、 發布增量項目競價的上限，上限暫不高于燃煤發電基準價。初期 可參考先進新能源項目的成本因素確定競價下限。每年組織已投 產和次年年底前投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與 競價，采用邊際出清方式確定入圍的項目及其執行期限內的機制 電量和電價。多個項目按出清價格申報，則按申報電量占比分配 剩余競價電量。若項目入選電量占申報電量的比例低于30% （含），取消最后入選項目的入選結果，可參與后續競價，機制 電價按照調整后的入選項目最高報價確定。 

執行期限：根據各類新能源投資回收期確定，風電、光伏執 行期限暫定為10年、12年，后續根據市場運行實際情況調整。 競價組織次年前投產的項目自競價組織次年首月開始執行，競價 組織次年內投產的項目按照申報全容量并網日期的次月開始執  行。 海上風電、海上光伏可單獨組織競價，確定納入機制的電量 規模和機制電價，執行期限暫定為14年。由于市場競爭不充分， 無法組織競價的，由省發展改革委確定機制電量規模和機制電價 形成方式。 具體競價工作委托電網企業實施，按《河北省深化新能源上 網電價市場化改革增量新能源項目競價工作方案》執行。 

4.規范差價結算機制結算方式 對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結 算，機制電價與市場交易均價的差價乘以結算機制電量作為差價 結算資金，納入系統運行費用，按月由全體工商業用戶分攤或分 享。

 差價結算資金=（機制電價-市場交易均價）×結算機制電量 現貨市場運行時，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；現貨市場未運行時，市場交易均價按 照同類項目月度中長期交易加權平均價格確定，無同類項目參與 的，按照發電側月度中長期交易加權平均價格確定。

 機制電量采用“事前確定機制電量比例，事后根據實際上網 電量形成”的方式確定。結算機制電量根據新能源項目月度實際 上網電量及年度差價結算協議約定的機制電量比例計算確定，由 電網企業按月開展差價結算，月度比例等同年度比例。若增量項 目累計結算的機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分  及當年后續月份上網電量不再執行機制電價；若年底仍未達到年 度規模，缺額部分也不再執行機制電價，不跨年滾動。 

5.新能源可持續發展價格結算機制的調整及退出規則 已納入機制的新能源項目，按年與電網企業簽訂差價結算協 議，未重新簽訂的可默認延續當前執行的協議。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。鼓勵新能源項目主動參 與市場競爭，允許在簽訂年度協議時自愿調減機制電量規模及比 例。執行期限內可自愿申請退出，申請提交后次月停止執行差價 結算機制。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均 不再納入機制執行范圍。新能源項目過戶、銷戶時，機制電量執 行至過戶、銷戶月份，過戶后次月新主體繼承原主體剩余年度機 制電量。 

三、政策銜接 （

一）加強新能源項目規劃協同。結合國家及我省新能源發 展規劃目標，加強風電、光伏等新能源項目審核，省級能源主管 部門按需發布年度開發建設方案。項目單位要加快推進項目建 設，確保按照規定時間節點建成投產。電網企業加強配套工程規 劃建設，做好并網服務。

 （二）做好綠電綠證政策銜接。納入可持續發展價格結算機 制的電量，不再參加綠電或綠證交易，不重復獲得綠證收益。其 對應綠證全部劃轉至省級專用綠證賬戶，由全體工商業用戶共  有。 

（三）優化代理購電機制。完善代理購電流程、電量匹配方 式，電網企業可通過市場化方式采購新能源電量，作為代理購電 來源。具體按《關于進一步完善河北南網企業代理購電工作實施 方案的通知》執行。 

（四）推進改革與市場協同。不斷健全電力市場規則體系， 具體要求在電力市場規則及細則中予以明確。新能源在參與市場 后因報價等因素導致部分電量未能上網，不作為棄風棄光電量， 不納入新能源利用率統計與考核。 

（五）強化改革與優化環境協同。堅決糾正不當干預電力市 場行為，不得向新能源不合理分攤費用。取消新能源強制配置儲 能要求，2025年2月9日前批復（納入年度開發建設方案）的 新能源項目全生命周期配建（租賃）儲能；2025年2月9日后 批復（納入年度開發建設方案）的項目不再要求強制配置儲能， 鼓勵通過租賃獨立儲能容量等方式配置調節資源，提升新能源調 節性能。

 （六）加強可再生能源發電補貼政策協同。對處于全生命周 期合理利用小時數以內、享受可再生能源發電補貼的新能源項 目，先價補分離、后差價結算，仍按國家規定兌付補貼，其補貼 標準及執行期限保持不變。帶補貼項目參與綠電交易的，參照現 行綠電交易政策執行。 

（七）加強調試運行期上網電量結算協同。新能源項目正式  參與市場前的上網電量，相關電量結算按照國家及地方相關規則 執行，相應電量納入電網企業代理購電電量來源。 

四、工作要求 

（一）加強組織推動。省發展改革委會同有關部門做好協同 聯動，主動協調解決實施過程中遇到的問題，切實抓好實施方案 落實；加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，凝聚改革共識。 國家能源局華北監管局會同有關部門加強市場監管，保障新能源 公平參與交易，促進市場平穩運行。 

（二）明確主體責任。電網企業做好合同簽訂、電費結算等 相關工作，加快計量采集能力建設，改造相關技術支持系統，對 新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。新能源企業 要積極參與市場競爭，通過合理布局、設備改造、技術升級等方 式提升核心競爭力。 

（三）做好跟蹤評估。省發展改革委密切跟蹤市場價格波動、 新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改 革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優 化政策實施，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2025年12月31日起執行。新能源項目參與電力 交易具體工作要求，以后續修訂的電力市場交易規則為準。政策 執行過程中遇到的問題及建議，請及時報告省發展改革委