6月24日，新疆維吾爾自治區發展和改革委員會發布關于印發《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》的通知。

新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目報量報價參與交易，分布式光伏項目可不報量不報價參與市場、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。享受財政補貼的項目，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。

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續發展價格結算機制。區分存量補貼項目、存量平價項目和增量項目，分別確定年度機制電量規模、機制電價水平和執行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或者高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費。

對2025年6月1日以前投產的新能源存量項目：補貼項目機制電量規模原則上銜接原優先電量規模，機制電量比例30%；平價項目機制電量規模，原則上按原優先電量和原目標上網電價支持政策折算電量之和確定，機制電量比例50%。機制電價水平銜接原優先電量上網電價，即補貼項目0.25元/千瓦時、平價項目0.262元/千瓦時。

對2025年6月1日及以后投產的新能源增量項目：機制電量規模原則上參照存量平價項目機制電量規模比例以及增量項目上網電量確定。機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價上限銜接原新能源目標上網電價，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，競價區間暫定0.15元/千瓦時—0.262元/千瓦時。競價按年組織，由已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價。

對納入機制的電量，電網企業按月開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目。電力現貨市場未連續運行時，市場交易均價按照同類型月度集中競價交易均價確定；電力現貨市場連續運行時，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類型項目加權平均價格確定。新能源項目機制電量按月分解，在年內清算。電力現貨市場連續運行后，機制電量不開展其他形式的差價結算。

存量項目執行期限，取項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年限和投產滿20年剩余年限中的較小者。增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執行期限10年。已納入機制的新能源項目，在執行期限內可自愿申請退出。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。

本方案自2025年11月1日起實施，《自治區發展改革委關于印發〈完善我區新能源價格機制的方案〉的通知》（新發改能價〔2022〕185號）同時廢止。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。

原文如下：

自治區發展改革委關于印發《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》的通知

新發改能價〔2025〕350號

各地、州、市發展改革委，國網新疆電力有限公司，新疆電力交易中心有限公司，有關發電企業：

《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》已經自治區人民政府同意，現印發你們，請遵照執行。

自治區發展改革委

2025年6月22日

自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）

為持續深化電力市場化改革，加快構建新型電力系統，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源產業高質量發展，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），結合自治區實際，就貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革制定實施方案如下。

一、基本原則

堅持市場化改革。進一步深化新能源上網電價市場化改革，新能源項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。在市場外，建立新能源可持續發展價格結算機制。

堅持因地制宜。綜合新能源發展規劃目標、電力用戶承受能力和經濟發展需要，結合我區實際，區分存量項目和增量項目分類施策，存量項目妥善銜接原有政策，增量項目穩定收益預期。

堅持統籌協調。強化與電力規劃、行業管理、產業發展、價格機制、綠色能源消費等政策協同配合，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。

二、主要任務

（一）推動新能源上網電價全面由市場形成

新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目報量報價參與交易，分布式光伏項目可不報量不報價參與市場、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。享受財政補貼的項目，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。

（二）建立新能源可持續發展價格結算機制

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續發展價格結算機制。區分存量補貼項目、存量平價項目和增量項目，分別確定年度機制電量規模、機制電價水平和執行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或者高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費。

（三）確定機制電量規模、電價水平

對2025年6月1日以前投產的新能源存量項目：補貼項目機制電量規模原則上銜接原優先電量規模，機制電量比例30%；平價項目機制電量規模，原則上按原優先電量和原目標上網電價支持政策折算電量之和確定，機制電量比例50%。機制電價水平銜接原優先電量上網電價，即補貼項目0.25元/千瓦時、平價項目0.262元/千瓦時。

對2025年6月1日及以后投產的新能源增量項目：機制電量規模原則上參照存量平價項目機制電量規模比例以及增量項目上網電量確定。機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價上限銜接原新能源目標上網電價，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，競價區間暫定0.15元/千瓦時—0.262元/千瓦時。競價按年組織，由已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價。

（四）明確差價結算方式

對納入機制的電量，電網企業按月開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目。電力現貨市場未連續運行時，市場交易均價按照同類型月度集中競價交易均價確定；電力現貨市場連續運行時，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類型項目加權平均價格確定。新能源項目機制電量按月分解，在年內清算。電力現貨市場連續運行后，機制電量不開展其他形式的差價結算。

（五）明確執行期限和退出規則

存量項目執行期限，取項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年限和投產滿20年剩余年限中的較小者。增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執行期限10年。已納入機制的新能源項目，在執行期限內可自愿申請退出。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。

三、保障措施

（一）健全市場交易體系。加快推進電力現貨市場建設，完善現貨市場交易規則，調整差量結算為差價結算，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。電力現貨市場連續運行時，機制電量不參與中長期市場、日前市場結算。結合電力現貨市場運行情況，價格主管部門會同有關部門適時研究調整價格上下限水平，適當放寬現貨市場限價。不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期、提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。供需雙方結合新能源出力特點，合理確定并靈活調整中長期合同的量價、曲線等內容。

（二）強化政策協同。做好優先發電計劃與機制電量的銜接，對于優先發電不足以覆蓋優先購電的電量部分，電網企業可通過市場化方式采購新能源電量，作為代理購電來源予以補充。做好改革與綠電綠證政策協同，綠電交易申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠證價格，綠電交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，納入機制的電量不參與綠電交易結算、不重復獲得綠證收益。

（三）壓實各方責任。自治區價格主管部門會同能源主管部門，組織電網企業研究提出增量項目機制電量規模，根據保障性電量規模、非水可再生能源電力消納責任權重及電力用戶承受能力等情況，適時調整機制電量規模、競價上下限等。電網企業要研究制定增量項目競價方案，公告增量項目機制電量規模等競價具體事宜，每年11月前組織開展增量項目競價工作、簽訂合同協議等；要制定差價結算細則，按月開展差價電費結算，及時公布結算情況。電網企業、電力交易機構要及時按月公布用于機制電量差價結算的新能源市場交易均價。

（四）做好跟蹤監測。價格主管部門、能源主管部門、電網企業要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切；密切跟蹤電力市場價格、終端用戶電價水平等，總結改革成效，優化政策實施；配合能源監管部門加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。

本方案自2025年11月1日起實施，《自治區發展改革委關于印發〈完善我區新能源價格機制的方案〉的通知》（新發改能價〔2022〕185號）同時廢止。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。