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10月15日，吉林省發改委、能源局聯合印發《吉林省新能源上網電價市場化改革實施方案》，同時明確了增量新能源項目競價規則。方案規定：

一、存量項目

機制電量：2025年5月31日以前全容量并網的新能源項目，納入機制電量規模銜接省內保障性收購電量政策。

機制電價：0.3731元/度，中標獲得特許經營權的項目，按中標電價執行。

執行期限：按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定。

二、增量項目

機制電量：首次競價電量規模參考吉林省2025年風電、光伏項目非市場化分配方案統籌制定，第一年比例暫定為40%。單體申報上限為85%，其中，光伏平均利用小時數按1491計算，風電平均利用小時數按2280計算。

機制電價：上限為0.334元/度，下限為0.15元/度。

執行期限：12年

三、增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區分風電、光伏開展競價，但地方水電公司區域內的6個縣市暫不參與首次競價。

公告原文如下：

關于印發《吉林省新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知

各市（州）發展改革委、能源局，國網吉林省電力有限公司、吉林省地方電力有限公司，吉林電力交易中心，各有關經營主體：

《吉林省新能源上網電價市場化改革實施方案》已經省政府同意，現印發給你們，請認真抓好貫徹落實。

附件：1.吉林省新能源上網電價市場化改革實施方案

2.吉林省增量新能源項目競價規則

吉林省發展和改革委員會吉林省能源局

2025年10月14日

附件1

吉林省新能源上網電價市場化改革實施方案

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神，統籌能源安全保障與綠色低碳發展，深化電力市場機制創新，加快構建新型電力系統，根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）、《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的通知》（發改價格〔2025〕136號）等文件要求，立足市場化改革主線，堅持分類施策、穩中求進，推動新能源上網電價全面銜接市場供需，促進新能源產業高質量發展，現制定本實施方案如下。

一、總體目標

以市場化改革為核心，推動風電、光伏等新能源電量全面參與電力市場交易，建立適應吉林省新能源發展特點的可持續發展價格結算機制，區分存量和增量項目分類施策，實現新能源上網電價全面市場化，助力“雙碳”目標實現。

二、基本原則

堅持深化改革。進一步深化新能源上網電價市場化改革，新能源項目（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。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。按照136號文件要求，建立新能源可持續發展價格結算機制。

堅持分類施策。區分存量和增量分類施策，綜合電力用戶承受能力和經濟發展需要，保持政策的平穩過渡，維持市場主體投資建設積極性，適時開展效果評估，跟進完善政策。

堅持安全穩定。政策實施過程中，充分考慮對電力市場建設的影響，做好市場供需預測和各類經營主體電價水平測算，防范市場風險，保障電力系統安全穩定運行。

三、主要任務

（一）推動上網電量全面進入電力市場。集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等所有風電、太陽能發電項目，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，地方水電公司域內的新能源項目待具備條件后直接進入電力市場。根據市場建設情況，逐步放開其他各類電源進入市場參與交易。

（二）完善現貨市場交易機制。一是明確新能源參與市場方式。集中式新能源項目以“報量報價”方式參與現貨市場，現階段分布式（分散式）新能源主要以聚合方式自愿參與現貨市場，也可作為價格接受者參與現貨市場，逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與現貨市場。二是做好日前、實時市場銜接。新能源項目全部上網電量參與日前可靠性機組組合和實時市場。加快實現自愿參與日前市場。三是適當優化現貨市場限價。現貨市場申報價格上限考慮我省工商業用戶尖峰電價水平及電力市場供需等因素確定，下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益（新能源財政補貼、綠色環境價值等）確定，具體由省級價格主管部門制定并適時調整。

（三）完善中長期市場交易和價格機制。一是持續完善市場規則，推動中長期交易向更長周期、更短周期雙向延伸，提升交易頻次，實現按日連續運營；穩步推進新能源與火電同臺競價，實現各類電源公平參與市場；逐步推動根據現貨市場價格信號形成峰谷時段；允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同分時段量價等內容，并根據實際靈活調整，不對新能源中長期簽約比例做強制要求。二是中長期交易合同量價、曲線、結算參考點等內容由交易雙方自行確定，中長期結算參考點初期暫定為統一結算點。機制電量不再開展其他形式的差價結算，暫由電網企業代表全體用戶與新能源企業按年度簽訂機制電量中長期合約（差價結算協議），明確合同價格為參考結算價，相關電量同步計入用戶側中長期簽約比例。現貨市場連續運行時，新能源參與中長期交易的申報電量上限按額定容量扣減機制電量對應容量后的上網能力確定。三是分布式（分散式）新能源現階段可主要選擇以聚合或作為價格接受者、“報量不報價”或“報量報價”方式參與市場，未選擇聚合參與的，默認作為價格接受者參與市場；逐步推動分布式（分散式）新能源直接參與市場。

（四）完善綠電綠證交易機制。一是省內綠電交易開展雙邊協商、掛牌交易，申報和成交價格分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格，不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。二是優化調整綠電交易結算，納入機制的電量不重復獲得綠證收益，綠電交易電量的綠證收益，采用“當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小”的原則結算。三是做好機制電量對應綠證劃轉，建立省級專用綠證賬戶，機制電量對應綠證統一劃轉至專用綠證賬戶，由承擔機制電量差價結算費用的用戶共有。四是探索多年期綠電交易（PPA），引導新能源企業根據機制外電量發電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。

（五）完善輔助服務市場機制。科學確定電力輔助服務市場需求，合理設置有償輔助服務品種。現貨市場同步運行調頻輔助服務市場，允許具有調節能力的新能源參與調頻輔助服務市場，輔助服務費用分攤方式及分擔比例另行明確。

（六）建立新能源可持續發展價格結算機制。對納入機制的電量，在市場外建立差價結算機制，市場交易均價低于或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。

一是確定電量規模、機制電價和執行期限。存量項目為2025年5月31日以前全容量并網的新能源項目，納入機制電量規模銜接省內保障性收購電量政策，機制電價為373.1元/兆瓦時；中標獲得特許經營權的項目，按中標電價執行，執行期限按2025年5月底項目剩余全生命周期合理利用小時數對應時間與投產滿20年對應時間較早者確定。增量項目為2025年6月1日起投產的新能源項目，第一年納入機制電量比例參考原新能源非市場化比例暫確定為40%，第二年及以后根據國家下達的非水可再生能源消納責任權重完成情況及用戶承受能力等因素動態調整，機制電價通過市場化競價確定，執行期限僅考慮回收初始投資，確定為12年。增量項目競價工作由省發展改革委委托省電力公司統一組織開展，競價細則、競價公告等競價相關內容經省發展改革委批準后實施。

二是確定市場交易均價計算原則。現貨市場未連續運行時，市場交易均價原則上按照發電側同類項目月度中長期集中交易加權平均價格確定。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。項目類型分為風電、光伏。新能源項目納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費用。

三是采用“事前確定機制電量比例，事后根據實際上網電量形成”的機制電量確定方式，按月做好機制電量差價電費結算、清算工作。若當年已結算機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分及后續月不再執行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再執行機制電價，不進行跨年滾動。

四是明確機制退出規則，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。存量項目無需重新簽訂購售電合同，原購售電合同價格條款按照新能源可持續發展價格政策結算。納入機制的新能源項目應與電網企業簽訂《新能源可持續發展價格結算機制差價協議》，協議原則上有效期為一年，期限屆滿前，若雙方無異議，到期后自動延期。在執行期內自愿退出、機制電量執行期屆滿或項目注銷導致機制電量終止的，差價協議自動廢止。納入機制的新能源項目暫未簽訂差價協議的，按本方案規定先行開展差價結算。

（七）完善電能量市場結算機制。一是完善市場運營費用分類與管理標準。加強市場費用管理，明確市場費用的類別及適用范圍，建立公開透明費用標準。市場費用分為成本補償類費用、市場平衡類費用、偏差調節類費用等。二是完善電能量費用結算限價機制。根據發電成本、結算價格等因素，優化完善結算限價機制，確保現貨市場結算均價處于合理區間，合理反映市場分時價格信號。

（八）優化代理購電電量采購機制。新能源全面入市后，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，對于通過市場化方式無法買足電量的，現貨市場未運行期間按偏差電量價格結算；現貨市場運行期間按現貨價格結算。結合省內市場建設、優發優購匹配情況等，優化代理購電電量采購、價格機制及代理購電價格發布內容等細則。

（九）做好與新能源消納的銜接。參與現貨市場的新能源，在省間現貨、省內現貨以及輔助服務等市場組織完成后，如果因自身報價高、未報價等因素導致部分電量未能全部上網，不納入新能源利用率統計與考核。

四、保障措施

（一）建立電價監測和風險防范機制。定期監測新能源交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現異常波動時，及時分析處置，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。

（二）做好電力市場規范管理工作。進一步規范和完善電力市場信息披露規則，披露新能源市場運行總體情況，定期發布同類新能源發電項目市場交易均價；規范電力市場電費結算流程，做好新能源項目上網電費、差價電費結算工作。

（三）做好政策宣貫。開展市場培訓，宣貫政策要求、實施方案以及交易結算規則，幫助企業熟悉交易規則和流程，提升市場參與能力。強化溝通與協調，及時了解經營主體的意見和訴求，積極回應并解決問題。

（四）完善技術支持系統。按照相關規則要求，做好交易、結算、競價等系統功能及計量裝置適應性改造工作。

附件2

吉林省增量新能源項目競價規則

一、總體目標與工作原則

（一）總體目標。為全面貫徹《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），進一步落實建立新能源可持續發展價格結算機制相關要求，制定增量新能源項目競價規則，明確競價模式、競價流程等，確保競爭公平、審核公正、結果公開，確保競價工作高質量開展，引導新能源合理布局與有序建設，更好支撐新能源發展規劃目標實現。

（二）工作原則。競價工作由吉林省發展改革委委托授權國網吉林省電力有限公司開展，按照“流程透明化、規則統一化、操作規范化”的原則，通過公開競價確定增量機制電量電價，建立標準化流程，確保公平公正公開。

全面銜接，分類組織。全面銜接新能源可持續發展價格結算機制與非水可再生能源消納責任權重、用戶承受能力等要求，合理測算競價電量規模。首次競價中，按風電、光伏兩種類型分類組織競價、出清。后續根據開發成本變化適時調整，確保機制電價水平科學合理。

流程規范，公平公正。嚴格按照增量新能源競價組織的規范化流程和時間節點要求開展競價工作，確保競價流程合規有序。科學細化管理要求，確保競價工作公平公正。

公開透明，強化監督。統籌考慮新能源云、網上國網等系統的功能模塊優化及開發，及時全面地公布競價信息，確保競價結果公開、透明。強化信息安全管理，明確相關部門管理監督等職責，堅決杜絕出現信息泄露問題。

二、競價模式

（一）競價組織方。吉林省發展改革委牽頭，聯合吉林省能源局，指導國網吉林省電力有限公司成立專項工作組，共同開展競價工作。

（二）競價主體范圍。2025年6月1日（含）后并網的新能源項目。

其中，首次競價主體范圍為2025年6月1日（含）-2026年12月31日并網的新能源項目。集中式新能源項目和集中建設的分散式風電項目以項目為單位參與首次競價，分布式項目、非集中建設的分散式風電需以聚合商形式參與首次競價，后續根據實際情況進行調整。此外，考慮地方水電公司區域內的6個縣（市）現階段不具備條件，暫不參與首次競價。

（三）競價電量規模。

1.首次競價電量規模。按照適當銜接、避免過度波動的要求，為穩定投資預期，保持好我省新能源投資積極性，首次競價電量規模參考吉林省2025年風電、光伏項目非市場化分配方案統籌制定。

2.后續競價電量規模。2027年之后，吉林省發展改革委、吉林省能源局根據當年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的預計情況以及用戶承受能力等因素，測算下一年度新增納入機制的電量規模。當年完成情況預計超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可在當年增量水平的基礎上，適當減少。未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。

3.分類型競價規模確定。對于分類型組織機制電價競價的，要在年度納入機制電量規模的基礎上，確定分類型機制電量規模。首次競價中，按風電、光伏兩種類型分類組織競價、出清。后續根據開發成本變化適時調整，確保機制電價水平科學合理。

4.單個項目申報電量規模上限。為避免單個項目非理性報價導致全電量入圍進而對市場產生干擾，單個項目申報電量規模不得高于其全部發電量，暫按全部上網電量的85%作為申報上限。計算方法為項目核準（備案）容量×吉林省近三年該類型電站平均利用小時數×（1-吉林省近三年該類型電站平均廠用電率）×85%）。風電平均利用小時數、平均廠用電率分別為2280小時，3.16%；光伏平均利用小時數、平均廠用電率分別為1491小時、4%。

（四）競價價格限值。競價上限考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素，暫定為334元/兆瓦時。競價下限考慮最先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定為150元/兆瓦時。

（五）執行期限。執行期限按照同類項目回收初始投資（不考慮相關收益）的平均期限確定，首次競價結果執行期限按照12年確定。

三、競價流程

（一）競價準備階段。

1.成立競價工作小組。由吉林省發展改革委牽頭，會同吉林省能源局、國網吉林省電力有限公司，成立競價工作小組，負責推進增量新能源項目競價相關工作。

2.發布年度競價通知。吉林省發展改革委發布年度競價通知，明確年度競價電量規模、競價項目類型、申報價格上下限、競價組織方與場所等相關事項。

（二）資質審核階段。

1.發布年度競價組織公告。在吉林省發展改革委通知發布后規定時間內，國網吉林省電力公司發布競價組織公告，包括競價標的、競價主體、需提供競價資質材料、申報價格上下限、競價項目類型、競價流程安排、機制電價執行期限等具體事項。

2.提交競價材料。擬參與競價的相關項目需要在規定時間內提交競價相關材料，包括但不限于項目指標文件（僅集中式新能源項目和集中建設的分散式風電項目要求）、核準（備案）文件、競價代理協議、競價信息填報承諾書等。

3.審核競價資質。競價材料申報完成后，競價工作小組分別對提交材料的完整性、合規性進行審核，并匯總本年度省內新能源項目建設、電力市場及本次申報的項目信息，歸集項目所屬一級集團信息，開展市場集中度監控。審核中發現材料缺失的，項目可在規定時限內補齊，逾期未提交的視為自動退出本次競價。

4.公示審核結果。審核結束后，競價工作小組統一匯總通過資質審核的項目名單。對公示項目有異議的，可在此期間提出舉報，但必須提交真實有效的證明材料。

（三）競價實施階段。

1.提交履約保函。通過公示審核的新能源企業應按照年度競價組織公告，在規定時間內提交履約保函。已投產項目參與競價的，原則上不收取保函。

保函的內容包括但不限于：保函編號、簽發日期、保函金額、申請人及受益人的名稱、銀行詳細地址、聯系電話等信息、有效期、保函使用條件等。保函金額按照項目核準裝機容量、吉林省該類電源過去三年平均發電利用小時、吉林省該類電源過去三年平均上網電價三者乘積的一定比例確定，比例暫定為10%。其中，風電平均利用小時數、平均上網電價分別為2280小時，284.77元/兆瓦時；光伏平均利用小時數、平均上網電價分別為1491小時，337.88元/兆瓦時。保函的有效期為項目申報投產日期后6個月。未入選項目在競價結果公示后可申請退還保函，入選項目按核準（備案）容量實現全容量投產后可申請退還保函；入選項目若未按期全容量投產的，國網吉林省電力公司可根據項目投產等履約情況申請使用保函，向保函開立單位出具原件，要求支付款項，同時向相關主體發出執行告知書，說明其投產情況。

2.組織主體競價。競價主體在規定時間內完成競價申報，競價申報信息自動封存，不得更改。競價主體申報完成后，按照競價原則完成邊際出清，按入選項目最高報價確定機制電價水平。出清過程中，若邊界出清的項目（即最高報價項目）擬入選機制電量規模低于項目申報電量規模的40%，為保護競價主體權益，低于申報電量規模40%的項目自動退出本次競價，以次高價項目所申報電價確定本次機制電價水平，退出競價的項目可參與下一年度競價。若全部擬入選項目因同時申報最高價、最低價等同一價格，導致全部項目均同價邊界出清，各項目按申報電量規模共享本次機制電量總規模，此情況下所有競價主體均可低于申報電量規模40%入選，各項目入選機制電量規模由申報電量規模占機制電量總規模的比例決定。

3.公示競價結果。按照出清結果發布擬入選的項目。如競價主體對公示結果有異議，需在公示期內以書面形式提出，并提供相關證明材料。公示期內未提出異議的，視為認可競價結果。

4.公布競價結果。公示期結束且各方無異議后，報請吉林省發展改革委、吉林省能源局審定，審定后發布競價結果。

5.簽訂協議。競價結果公布后規定時間內，國網吉林省電力有限公司與入選項目完成差價協議簽訂。協議明確項目名稱、項目類型、項目容量、協議電量、協議電量占項目預測電量的比例、新能源機制電價、結算參考價、協議期限、結算方式等內容。對于未投產的項目，應在協議中明確，若實際全容量投產時間晚于申報投產時間6個月及以上，協議自動失效。原則上差價協議每年一簽，協議期限屆滿前，若雙方無異議，協議到期后自動延期1年，延期次數依據機制電價執行期限和是否自愿退出全部機制電量確定。若任何一方存有異議，應在合同期限屆滿前30日書面通知對方，在協議期限屆滿前進行協商，并重新簽訂協議。

四、保障措施

（一）考核機制。參與競價并納入增量機制電量的新能源項目應嚴格按照申報時間投產。如項目實際投產時間較申報投產延遲時間不超過6個月，實際投產日期前的覆蓋電量自動失效、不滾動納入后續月份，按延期天數每日扣除履約保函金額的0.5%作為違約金，剩余履約保函資金在項目實際投產后返還，扣除的履約保函資金納入系統運行費；如實際投產時間較申報投產時間晚超過6個月，取消3年內該項目競價資格，并且該項目當次競價入選結果作廢，扣除全額履約保函資金。因重大政策調整、自然災害等不可抗力因素變化導致的延期，提供吉林省能源局出具的證明文件，經吉林省發展改革委審批后，可免于取消后續競價資格以及扣除保函資金。

（二）信用管理。競價主體在材料申報、競價過程中存在以下情況時，應納入信用管理，上報吉林省發展改革委、吉林省能源局，并按照相關規定進行處理，且入選結果無效，該項目競價主體在吉林省3年內禁止競價：

1.處于被行政主管部門責令停產、停業或進入破產程序；

2.處于行政主管部門相關文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內；

3.近三年存在騙取中標或嚴重違約，經有關部門認定的因其服務引起的重大及以上質量事故或重大及以上安全事故；

4.被最高人民法院在“信用中國”網站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執行人名單。

（三）爭議處理。因競價工作實施過程中引起的爭議問題，優先通過國網吉林省電力公司與競價主體協商解決，協商期原則不超過10個工作日，并簽訂和解協議書；協商未果的，可提請吉林省發展改革委、吉林省能源局、國家能源局東北監管局參與調解工作，建立“申訴-復核-公示”三級流程，調解過程不超過30個工作日（依職權調查取證所需時間不計入），達成一致后，由國家能源局東北監管局出具調解終止通知書，到期未達成一致的，視為調解不成；調解不成的爭議問題，雙方依據合同或協議約定的爭議解決方式。未簽訂合同或協議情況下，爭議方可通過司法途徑解決爭議。在爭議解決期間，合同或協議的履行以爭議解決條款約定為準，其他競價主體的競價工作事項仍需正常進行。

（四）保密與信息安全。各競價主體應自覺維護公平公正的新能源項目競價秩序，嚴格遵守電力市場規則及國家相關規定，依法合規參與新能源項目競價工作，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得實行串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。競價工作組要嚴守保密規定，充分發揮市場自律和社會監督作用，督促競價主體簽訂自律公約并規范執行。競價工作組要履行好市場監控和風險防控責任，對違反競價規則、串通報價等違規行為依規開展監測。