自2025年7月1日起,在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上,推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易,实现新能源项目上网电量全部进入电力市场,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。鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场,也可聚合后参与市场。
推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量全部进入电力市场。在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上,推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易,实现新能源项目上网电量全部进入电力市场,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。鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场,也可聚合后参与市场。
对2025年6月1日以前投产的存量项目,区分补贴项目和平价项目。其中,补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%;平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的50%。对2025年6月1日及以后投产的增量项目,按照国家改革要求,机制电价需通过竞价形成;机制电量比例暂为其上网电量的50%。
在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上,推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易,现货市场运行后推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场。现货市场申报价格上限暂定为1.5元/千瓦时;考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素,申报价格下限暂定-0.05元/千瓦时。