客服电话：4006-134-968
客服电话：4006-134-968
征求意见稿指出：
电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制（以下简称机制电价），并对电量信息准确性负责。执行机制电价电量对应的绿证参与交易所获得的收益，按照国家有关规定执行。
对于上文所说的国家有关规定就是国家发展改革委、国家能源局于2025年2月9日联合发布的《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号也就是“136号文”）
136号文第四章节第（九）强化政策协同指出：”强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
这意味136号文在推动新能源上网电量全面进入电力市场后机制电价与绿证收益择一适用，二选一国浩律师事务所对此举例分析如下：
136号文提出强化改革与绿证政策协同，对纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益。该规定明确机制电量与绿证收益互斥，发电企业需在电能量收益与环境溢价间进行抉择，对新能源电站附属收益的具体影响为：
1. 我国实行电能量与绿证分开结算规则，发电企业可获取电能量与绿证两项收益，如广东省2025年综合绿电收入392.35元/MWh，其中电能量均价为386.58元/MWh，绿证均价为5.77元/张（2025年绿证均价低于2023年的21.21元/张、2024年10.38元/张）。在136号文要求的机制电价与绿证收益择一适用情况下，纳入机制电价部分发电企业不得再结算绿证收益。短期来看，发电企业或将失去纳入机制电价部分的绿证（环境价值部分）收益；
2. 如上所述，因纳入机制电价的电量无法核发绿证与结算绿证收益，故新能源发电项目相较于136号文实施前将减少供应机制电价部分电量的绿证。而在我国绿证逐步与I-REC、APX TIGR等国际体系互认的背景下，市场对绿证的需求量预计将大幅增加。供需关系的失衡可能导致绿证价格上涨。长期来看，若制定的交易策略合理（降低机制电量比例以获取绿证收益），发电企业亦可就未纳入机制电价部分的电量获得较高的绿证收益。
通知全文和136号文如下：
附件可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）（征求意见稿）
第一章总则
第一条【目的依据】为规范可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）核发，依法维护各方合法权益，根据《国家发展改革委财政部国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）、《国家能源局关于印发〈可再生能源绿色电力证书核发和交易规则〉的通知》（国能发新能规〔2024〕67号）及相关规定，制定本细则。
第二条【适用范围】本细则适用于我国境内生产的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目电量对应绿证的核发及相关管理工作。
第三条【总体原则】国家能源局对绿证核发、划转、核销实施统一管理。绿证核发由国家能源局电力业务资质管理中心（以下简称国家能源局资质中心）统一组织，原则上以电网企业、电力交易机构推送数据为基础，与发电企业或项目业主提供数据相核对，主动向发电企业或项目业主核发绿证，核发数据归集及信息披露及时、准确，全过程数据真实可信、防篡改、可追溯。
第二章职责分工
第四条【资质中心】国家能源局资质中心负责绿证核发、划转、核销及相关管理工作，组织开展国家绿证核发交易系统业务信息维护，提出系统业务升级完善需求，配合国家能源局信息中心做好系统技术运行维护、应急处置等工作。
第五条【信息管理中心】国家可再生能源信息管理中心配合国家能源局资质中心，为国家绿证核发交易系统建设、运维提供数据和技术支撑。
第六条【电网、交易机构】电网企业、电力交易机构按月推送当月新增可再生能源并网项目信息至国家可再生能源信息管理中心，协助发电企业或项目业主完成建档立卡，并按相关要求及时提供绿证核发所需信息并采取措施保障信息准确性。电力交易机构将绿证交易、核销信息实时同步至国家绿证核发交易系统。
第七条【发电企业、项目业主】发电企业或项目业主在项目建成并网一个月内完成建档立卡信息填报并提交审核，对于分期建设并网的项目，及时更新并网容量，必要时提供或核对绿证核发所需信息，对信息的真实性、准确性负责。
第八条【代理机构】代理机构在发电企业或项目业主委托下参与绿证核发所需计量及电量信息报送等相关工作，也可按照绿证交易机构的有关规定代理绿证消费主体参与绿证交易。
第九条【省级能源主管部门】省级能源主管部门组织并督促发电企业或项目业主建档立卡，做好项目信息审核工作，为绿证核发提供支撑；统筹管理省级绿证账户，会同有关部门做好存量常规水电绿证分配。
第十条【派出机构】国家能源局各派出机构会同地方政府相关部门做好辖区内绿证制度实施情况的监管，及时提出监管意见和建议，依法做好违法违规问题处置工作；指导督促辖区内电网企业、电力交易机构做好绿证核发所需数据归集与报送工作；配合国家能源局资质中心做好绿证异议处理工作，校核异议电量数据并提出处理建议。
第三章账户管理
第十一条【账户性质】国家绿证核发交易系统绿证账户记载各类账户绿证持有情况，系统中绿证记载的信息是判定绿证核发、交易与核销信息的最终依据。
第十二条【发电企业或项目业主账户】发电企业或项目业主在国家可再生能源发电项目信息管理平台（https:djfj.renewable.org.cn）完成可再生能源发电项目建档立卡后，有关信息自动推送至国家绿证核发交易系统（https://gec.renewable.org.cn）并建立唯一的实名绿证账户，可使用国家可再生能源发电项目信息管理平台注册的账号直接登录国家绿证核发交易系统，参与绿证核发和交易，查询、管理其持有的绿证。参与绿证核发交易的发电企业应承诺不重复获取可再生能源电量环境价值收益。
第十三条【绿证消费账户】在中国大陆合法注册的经营主体以及自然人可在国家绿证核发交易系统注册建立唯一的实名绿证账户。其中，发电企业、项目业主绿证账户与绿证消费账户一致，无需单独注册；除发电企业、项目业主外的其他电力用户可在国家绿证核发交易系统或绿证、绿色电力交易平台注册账户，各绿证、绿色电力交易平台应在用户注册完成后1个工作日内将绿证消费账户信息推送至国家绿证核发交易系统。
第十四条【省级绿证账户】国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统，为31个省级行政区及新疆生产建设兵团统一开设省级绿证账户，用于查看行政区内绿证核发交易总体情况、接受无偿划转的存量常规水电绿证和电网代理购电对应的绿证、参与绿证交易等，账户由各省级能源主管部门统筹管理。
第十五条【代理机构账户】代理机构应在国家绿证核发交易系统注册代理账户，按照委托开展绿证核发数据归集、绿证购买、绿证售卖以及绿证核销等工作。代理关系正式确立后，委托主体绿证账户的相关操作权限将被冻结，委托主体账户中绿证相关操作，通过代理账户操作完成。
第十六条【境外用户账户】境外用户持有效证件通过绿证交易平台或国家绿证核发交易系统申请设立绿证账户。其中，港澳台地区用户应提交所在地企业商业登记证、港澳居民来往内陆通行证或台湾居民来往大陆通行证等；其他境外用户应提供有效的注册地企业登记证明、护照、外国人永久居留证、外国人出入境证明等材料扫描件、加盖翻译专用章的对应材料翻译件扫描件以及翻译机构翻译服务经营许可证扫描件。
第十七条【账户变更及注销】绿证账户注册信息发生变化时，相关主体应及时通过国家绿证核发交易系统提交账户信息变更申请。项目权属、项目容量发生变化，且完成建档立卡信息变更的，绿证账户可随建档立卡信息同步变更。
绿证账户可申请注销，注销后交易主体对应账户不再具有任何权限，账户中的未交易绿证由系统自动核销。
账户委托代理机构管理的，需在解除代理关系后申请变更或注销。
第四章绿证核发
第十八条【核发方式】国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统，按月对可再生能源发电电量核发绿证。每1000千瓦时可再生能源电量核发1个绿证，不足核发1个绿证的当月电量结转至次月。
第十九条【核发绿证类型】根据不同能源发电类型核发绿证。
（一）对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电机组上网电量，核发可交易绿证。
对项目自发自用电量、离网项目可再生能源发电电量和2023年1月1日（不含）之前投产的常规水电机组上网电量，核发不可交易绿证，绿证随结算电量划转。
常规水电机组投产时间以机组通过启动试运行为准，同时拥有2023年1月1日（不含）之前和以后投产机组的水电项目，应在建档立卡环节加以区分。
（二）对于源网荷储、风光制氢（氨/醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代等包含多种发电类型、储能装置的一体化项目，项目业主应委托电网企业或其他法定计量检定机构为其不同的可再生能源发电设施单独装表计量。其中，风光制氢（氨/醇）、燃煤自备电厂可再生能源替代项目，可再生能源发电电量核发不可交易绿证。
（三）配备储能设施的可再生能源发电项目，储能设施放电电量不核发绿证。项目应对储能设施充放电量单独计量，现阶段未配置独立计量装置的，按项目上网电量扣减下网电量的原则核发绿证。
可参与市场交易的绿证核发范围动态调整。
第二十条【核发流程】绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，与发电企业或项目业主提供的数据相核对。
（一）北京、广州、内蒙古电力交易中心应按照相关数据规范做好电量数据归集，并于每月22日前通过网络专线向国家绿证核发交易系统推送绿证核发所需电量信息。
电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制（以下简称机制电价），并对电量信息准确性负责。执行机制电价电量对应的绿证参与交易所获得的收益，按照国家有关规定执行。
（二）增量配电网、地方电网企业应按照相关数据规范归集电量数据，并委托所在地省级电网企业、电力交易机构开展数据推送工作，或采取切实可行的方式在每月22日前将数据推送至国家绿证核发交易系统。
（三）发电企业或项目业主可自主上传核发所需数据并附相关证明材料，未上传数据的，以电网企业、电力交易机构提供的数据核发绿证。
（四）电网企业、电力交易机构无法提供绿证核发所需信息的，发电企业或项目业主可直接或委托代理机构提供绿证核发所需信息，并附电量计量等相关证明材料，还应按照国家相关检定规程的要求定期提交经法定电能计量检定机构出具的电能量计量装置检定证明。鼓励有技术条件的发电企业、项目业主或代理机构通过信息化手段报送绿证核发所需信息及相关证明材料。国家可再生能源信息管理中心初核申报数据及材料，国家能源局资质中心复核后核发相应绿证。
第二十一条【绿证有效期】绿证有效期2年，电量生产所属自然月计为第0月，至第24月最后一个自然日止。
2024年1月1日（不含）之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至2025年12月31日。
第五章异议处理
第二十二条【发起争议】对依托电网企业、电力交易机构推送的电量信息自动核发绿证结果存在异议的，应自绿证核发日起3个月内通过国家绿证核发交易系统发起异议申请，并上传电费结算单、结算发票、银行转账证明等相关证明材料，争议发起后原则上不可撤销。
第二十三条【结果处理】国家能源局资质中心组织有关单位对异议申请进行核实处理。
（一）若涉及绿证核发数量调整，由国家能源局相关派出机构提出数量调整建议，经国家能源局资质中心审核确认后，扣减或增补相应数量绿证。若审核无误，由国家能源局相关派出机构驳回申请，并反馈异议申请方。
（二）对省间界河水电项目、所发电量在不同省份消纳的发电项目绿证核发、划转存在异议的，可向国家能源局资质中心申请复核。国家能源局资质中心会同购售双方所在区域国家能源局派出机构开展异议电量信息复核并向异议申请方公布处理结果。电网企业、电力交易机构配合做好复核信息报送、核对及结果解释工作。
（三）国家能源局资质中心在异议处理过程中可根据需要冻结异议绿证，被冻结绿证在解冻前不可交易。
第二十四条【结果时效】国家能源局相关派出机构原则上应在接到异议处理申请后20个工作日内向国家能源局资质中心提出处理建议，国家能源局资质中心原则上应于收到建议后20个工作日内完成审核确认并作出处理。
第六章绿证划转
第二十五条【划转主体】国家绿证核发交易系统是执行绿证划转、冻结与分配的唯一渠道。划转完成前，交易平台、代理机构等不得以任何形式阻碍绿证流通。
第二十六条【可交易绿证】发电企业、项目业主和电力用户可选择任意绿证交易平台开展绿证交易。各绿证交易平台在交易完成后应将购售主体、数量、价格、交割时间等信息实时同步至国家绿证核发交易系统。国家能源局资质中心根据交易信息将相应绿证由卖方账户划转至买方账户，划转后的绿证相关信息与对应交易平台同步。
第二十七条【绿色电力交易绿证】绿色电力交易电量对应绿证随交易电量同步划转，划转后的绿证不可交易。绿色电力交易机构在推送绿证划转信息时，应同步推送购售双方成交合同中约定的绿证价格。
第二十八条【存量常规水电绿证】对存量常规水电项目，依据水电项目对应电量交易方式划转绿证。
（一）用能企业直接购买存量常规水电电量的，国家能源局资质中心依据电网企业、电力交易机构推送的常规水电电量交易结算结果，将电量对应绿证划转至买方账户。
（二）电网企业代理购电的，国家绿证核发交易系统将相应绿证划转至电网企业所在行政区域的省级绿证账户。
（三）电网企业、电力交易机构应编制存量常规水电绿证交易结算信息归集报送方案，明确基本原则并征求地方政府相关部门及有关发电企业意见。
（四）省级能源主管部门应会同相关部门编制省级绿证账户中存量常规水电绿证分配方案，明确分配基本原则并向社会公开征求意见后，报送国家能源局资质中心备案后执行。
第二十九条【自发自用电量绿证】自发自用电量对应绿证不可交易。自发自用电量生产与用能分属不同主体的，按照电量的实际应用场景划转，在首次划转前双方应在国家绿证核发交易系统中提交签署的能源管理合同或协议以及资金结算证明。
第三十条【离网项目绿证】离网项目购售双方需提供有效的可再生能源电量结算证明，国家绿证核发交易系统按照电量结算证明将绿证划转至买方绿证账户。鼓励购售双方在合同中明确电能量价格与绿证价格。
第七章绿证核销
第三十一条【核销条件】国家能源局资质中心对超过有效期、已声明（认证）完成绿色电力消费、完成自愿减排量（CCER）核查和登记或已注销绿证账户内的绿证予以核销。
第三十二条【核销要求】用户购买绿证时可选择环境权益归属地，绿证应在持有方确定的环境权益归属地内开展核销，不得跨省核销。绿电交易电量、存量常规水电电量、自发自用的分布式光伏及分散式风电电量对应绿证的核销场景应与物理电量的消纳场景一致。
第三十三条【核销流程】国家能源局资质中心根据不同条件做好对应绿证核销工作。
（一）核销超过有效期的绿证。国家绿证核发交易系统按月监测已核发绿证是否超过有效期，对超期绿证进行核销。对于已在各交易平台上架的未交易绿证，由交易平台强制下架并由国家绿证核发交易系统进行核销。超期绿证（含已被购买但未被核销的绿证）被核销后，环境权益仍归属绿证持有方所确定的省级行政区，并由全社会共同享有。
（二）核销声明或认证绿色电力消费的绿证。用能企业采购绿证后，可通过购买该笔绿证所在的交易平台或国家绿证核发交易系统提交核销申请，用于证明用电场所、特定产品线、会议或活动、绿色交通等绿色电力消费行为。国家绿证核发交易系统在申请审核通过后核销相应绿证，并按持有方需求生成绿证核销信息表，相关核销信息实时同步至对应绿证交易平台。绿色电力消费认证制度建立后，国家绿证核发交易系统根据认证需要核销对应绿证；未开展认证的用户，仍可自主声明绿色电力消费，由国家绿证核发交易系统生成绿证核销信息表。
在国际相关绿色消费组织完成绿色电力消费认证或声明的，应于声明或认证前在国家绿证核发交易系统中完成对应绿证的核销。
（三）核销登记减排量的海上风电和光热发电项目绿证。国家绿证核发交易系统依据CCER注册登记平台共享信息，对已完成自愿减排项目审定和登记的海上风电、光热发电项目计入期内绿证进行冻结；完成项目减排量核查和登记后，国家能源局资质中心核销减排量涉及月份的绿证。
第三十四条【核销信息表】声明或认证绿色电力消费的绿证核销后，持有方可在提交申请的交易平台或国家绿证核发交易系统中生成核销信息表，核销信息表主要包含持有方名称、核销绿证数量、具体应用场景、消费地点及绿色电力消费年月等信息，可通过扫描溯源二维码查询并下载所核销绿证的编码、项目名称、项目类型、所在地、环境权益归属地等信息。
第八章信息管理
第三十五条【证书样式】绿证包含编号、项目名称、类型、电量、生产年月以及溯源二维码等信息，溯源二维码信息还应包括项目业主及统一社会信用代码、项目代码及所在地、绿证持有者、绿证状态等；绿证被核销后，将注明绿证核销状态及被核销原因。
第三十六条【在线验真】国家绿证核发交易系统提供绿证在线查验服务，用户通过国家绿证核发交易系统或扫描绿证溯源二维码，可获取绿证信息。
第三十七条【信息统计】国家能源局资质中心汇总、统计全国绿证核发和交易信息，按月编制绿证核发和交易监测报告。
第三十八条【信息披露】国家能源局资质中心通过国家绿证核发交易系统按月披露绿证核发、交易和核销信息，内容包括不同生产年份和不同发电类型的绿证核发量、绿证交易量、平均交易价格以及核销量等信息。
第三十九条【数据安全】国家绿证核发交易系统应按照国家相关信息数据安全管理要求，利用人工智能、云计算、区块链等新技术，保障绿证核发交易数据真实可信、系统安全可靠、全过程防篡改、可追溯，相关信息留存5年以上备查。
第九章代理管理
第四十条【管理原则】代理机构的注册、运营和退出应坚持依法合规、开放竞争、优质服务、常态监管的原则。
第四十一条【管理机构】代理机构实行注册管理。国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统向社会公开并定期更新绿证代理机构名录。
第四十二条【代理机构形式】从事代理绿证相关业务的代理机构应依照《中华人民共和国公司法》《中华人民共和国合伙企业法》等相关法律要求注册登记。
第四十三条【信用要求】代理机构法定代表人及主要管理人员应具有良好的财务和信用状况，并按照规定要求做出信用承诺。董事、监事、高级管理人员、从业人员应无尚未修复的失信被执行记录。
第四十四条【代理关系】代理机构应与委托交易主体在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易平台建立代理服务关系。经协商一致，在确立绑定关系期限内，任何一方均可在平台中发起代理服务关系确立，由双方法定代表人（授权代理人）在平台中确认。
第四十五条【注册程序】国家绿证核发交易系统提供代理机构注册服务。代理机构可在国家绿证核发交易系统注册代理账户，或通过任一绿证交易平台提供注册相关信息，注册相关信息自动推送至国家绿证核发交易系统并生成代理账户。代理机构注册绿证账户时应按要求签署信用承诺书，提交营业执照等材料。
第四十六条【信息变更】当注册信息发生变更或需增加被代理交易主体时，代理机构应及时提交变更申请。代理机构与委托交易主体在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易平台操作解除代理关系，任何一方均可发起申请并由双方法定代表人（授权代理人）在平台中确认。
第十章绿证监管
第四十七条【监管要求】国家能源局各派出机构会同地方政府相关部门做好辖区内绿证制度实施的监管，依法对违法违规行为进行查处。
第四十八条【追退补机制】因数据推送延迟、填报信息有误、系统故障等原因导致绿证核发有误的，国家能源局资质中心应及时予以纠正。
第四十九条【处置措施】当出现下列情况时，依法依规采取对应处置措施。
（一）对于绿证对应电量重复申领其他同属性凭证，或存在数据造假等行为的，责令其改正；拒不改正的，予以约谈。
（二）对于发生违纪违法问题的，按程序移交纪检监察和司法部门处理。
第十一章附则
本细则由国家能源局负责解释，自印发之日起实施，有效期3年。
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
2025年1月27日
各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：
为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，现就深化新能源上网电价市场化改革有关事项通知如下。
一、总体思路
按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。
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参与市场交易。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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
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。
（二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
（三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。
三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
（四）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，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，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，结算费用纳入当地系统运行费用。
（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模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。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以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。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时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。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，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当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。
（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。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。
四、保障措施
（八）加强组织落实。各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。
（九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。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。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
（十）做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。
各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。
国家发展改革委国 家 能 源 局
