上海“136號文”發布：存量項目機制電價0.4155元/kWh，最高100%納入
光伏產業網訊
發布日期：2025-08-07
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上海“136號文”發布：存量項目機制電價0.4155元/kWh，最高100%納入
8月5日，上海市發改委發布《關于上海市貫徹落實新能源上網電價市場化改革有關事項的通知》，并隨通知同步下發了《上海市新能源可持續發展差價結算工作方案》、《上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案》、《上海市電力市場成本調查工作方案》。
《通知》主要內容
一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源上網電量全部參與市場交易，通過市場交易形成上網電價。健全中長期、現貨市場交易和價格機制，滿足新能源參與市場交易的條件。完善電網企業代理購電機制，由電網企業以市場化方式采購新能源上網電量，作為代理購電電量來源。
二是建立新能源可持續發展價格結算機制。對于納入機制的電量，由電網企業按照規定開展場外結算，結算費用納入本市系統運行費。區分存量項目和增量項目分類施策：存量項目機制電量、機制電價妥善銜接現行政策，增量項目機制電量、機制電價通過市場化競價方式合理確定。
三是完善市場跟蹤與部門協作工作機制。加強部門協作分工，做好配套政策宣貫培訓、差價協議簽訂、信息平臺開發等工作，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。
哪些新能源項目需要參與市場交易？
2025年底前，本市集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發電等新能源項目上網電量全部參與市場交易，通過交易形成上網電價。
新能源項目參與市場交易的形式是什么？
新能源項目可報量報價直接參與市場，也可以聚合后參與市場，未直接或聚合參與市場的，默認作為“價格接受者”，接受市場形成的價格。
存量項目、增量項目的機制電量規模、機制電價分別是多少？
2025年6月1日（不含）前全容量并網的存量項目：最高按年度電量總規模的100%納入機制電量，年度電量總規模原則上按照該項目近3年上網電量均值確定；機制電價統一為0.4155元/千瓦時。
2025年6月1日（含）后全容量并網的增量項目：年度機制電量總規模根據國家下達本市的年度非水電可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素合理確定，單個項目機制電量規模、機制電價通過市場化競價方式形成，按照本市當年度開展競價后發布的競價結果公告確定。
新能源增量項目競價工作如何開展？
增量項目競價工作于每年10月份左右定期開展。
市發展改革委將提前向社會發布競價公告，明確競價的電量規模、申報充足率、申報價格上下限等事項，符合要求的新能源項目均可參與。
現階段，本市各類風力、光伏、生物質等新能源增量發電項目統一競價，競價時按照報價從低到高確定入選項目，機制電價按照入選項目最高報價確定，不高于競價上限。
本次改革對本市終端用戶用電價格有什么影響?
本市居民、農業用戶繼續執行現行目錄銷售電價，電價水平將保持穩定。
工商業用戶通過市場化方式購電，新能源入市后，電力市場交易品種更加豐富，交易更加活躍，工商業用戶將有更多機會購買到清潔低碳的綠色電力，購電價格也有望穩中有降。
本次改革對戶用分布式光伏項目上網電價有什么影響？
本次改革后，戶用分布式光伏項目可直接或聚合參與市場交易，通過交易形成上網電價，或是接受市場形成的價格。納入機制的，按照機制電價差價結算規則開展結算。
本市戶用分布式光伏存量項目機制電價與原上網電價0.4155元/千瓦時保持一致，因此機制電量差價結算后，戶用分布式光伏項目度電收益基本穩定。增量項目如競價獲得機制電量，納入機制的上網電量同樣享受機制保障；如未獲得機制電量，則上網電價全部由市場形成。
享有財政補貼的新能源項目，補貼政策是否有變化？
本市享有財政補貼的項目，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。新能源項目全量入市以及開展差價結算，不影響財政補貼政策的執行。
國網上海市電力公司，上海電力交易中心，各有關經營主體：
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）有關要求，推動新能源公平參與電力市場交易，促進新能源高質量可持續發展，結合工作實際，現就深化本市新能源上網電價市場化改革有關事項通知如下:
一、推動新能源上網電價全面由市場形成
1.新能源上網電量全部參與市場交易。2025年底前，本市集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發電等新能源項目上網電量全部進入電力市場，通過市場交易形成上網電價。(責任單位：市發展改革委、市經濟信息化委、市電力公司、上海電力交易中心)
2.交易形式。新能源項目可報量報價直接參與市場交易，也可以聚合后參與市場交易，未直接或聚合參與市場交易的，默認接受市場形成的價格。(責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
3.健全中長期市場交易和價格機制。新能源項目公平參與本市年度、月度以及月內等周期的中長期市場交易。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。（責任單位：華東能源監管局，市經濟信息化委、市發展改革委、上海電力交易中心）
4.探索組織開展多年期交易。鼓勵新能源發電企業與電力用戶、綠電需求企業簽訂多年期購電協議、多年期綠電交易協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。（責任單位：華東能源監管局，市發展改革委、市經濟信息化委、上海電力交易中心）
5.完善現貨市場交易和價格機制。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。現貨市場差量結算調整為差價結算方式。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮本市工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，由市價格主管部門另行明確。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
6.完善電網企業代理購電機制。新能源上網電量不再作為保量保價優先發電，電網企業可通過市場化方式采購新能源上網電量，用于匹配居民、農業、代理購電工商業用戶用電。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
二、建立新能源可持續發展價格結算機制
7.機制電價差價結算。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，明確納入機制的新能源項目的電量規模、機制電價、執行期限等。對納入機制的電量，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，結算費用納入本市系統運行費。新能源可持續發展差價結算工作方案見附件1。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
8.存量項目的電量規模、機制電價和執行期限。（1）電量規模。2025年6月1日（不含）前全容量并網的存量項目，電量規模妥善銜接現行具有保障性質的相關政策。新能源項目在規模范圍內，每年簽訂差價協議，自主確定執行機制的電量比例、但不得高于上一年。未簽訂差價協議或未自主確定的，默認按照該項目可選最高比例和規模上限執行。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。（2）機制電價，按現行價格政策執行，不高于本市燃煤基準價。（3）執行期限，按照現行相關政策保障期限確定。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
9.增量項目的電量規模、機制電價和執行期限。（1）電量規模。2025年6月1日（含）后全容量并網的增量項目，每年新增納入機制的電量規模，根據國家下達本市的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。增量項目第一年納入機制的電量占全市新能源上網電量的比例，與存量項目適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，適當低于其全部發電量。（2）機制電價，由市價格主管部門每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制電價執行范圍的項目自愿參與競價形成，對成本差異大的按技術類型分類組織。初期，本市各類光伏、風電、生物質發電項目原則上統一競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、不高于競價上限。（3）執行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。新能源增量項目機制電價競價工作方案見附件2。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息中心、市電力公司）
10.增量項目競價上下限。競價上限由市價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮新能源項目成本調查結果、新能源EPC市場報價、避免無序競爭等因素設定競價下限。電力市場成本調查工作方案見附件3。（責任單位：市發展改革委、市價監成調隊）
11.結算方式。納入機制的電量應當分解至月度，由電網企業每月按機制電價開展差價結算；初期不再開展其他形式的差價結算。非電力現貨市場連續運行期間，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。電力現貨市場連續運行期間，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
12.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。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
13.特殊項目。已通過競爭性配置明確上網電價的海上風電項目，上網電價繼續按照現行政策執行。已核準或備案的海上光伏項目，競爭性配置相關文件中已明確上網電價的，則該上網電價為機制電價，不再參與競價，納入機制的電量規模參照存量項目相關規定確定。深遠海風電等項目有關規定另行明確。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
三、完善市場跟蹤與部門協作工作機制
14.加強政策宣傳解讀。多渠道開展政策宣貫培訓，幫助各類經營主體熟悉交易、結算和競價的規則和流程，提升新能源項目參與市場的能力。強化溝通協調，及時回應社會關切，凝聚改革共識。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息中心、市電力公司、上海電力交易中心）
15.加強組織落實。電網企業應與新能源項目簽訂差價協議，及時建立或更新納入機制的新能源項目臺賬。優化電力市場電費、市場外機制差價費用結算流程，做好新能源項目電費結算、平臺開發等工作，抓緊開展計量裝置改造與升級，滿足新能源項目參與市場交易的計量條件。（責任單位：市電力公司）
16.建立電價監測和風險防范機制。加強新能源交易價格監測，評估價格波動的合理性。當市場交易價格出現異常波動時，及時向市價格、能源等主管部門報告，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。（責任單位：市電力公司、上海電力交易中心）
17.強化電力市場政策協同。修訂完善電力市場相關規則，做好新能源上網電價市場化改革與本市新能源發展規劃目標、能源電力規劃的銜接。強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益，對應綠證統一劃轉至本市專用綠證賬戶。如國家出臺新的相關政策文件，按國家新規定執行。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
本通知試行至2026年底。
附件:1.上海市新能源可持續發展差價結算工作方案
2.上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案
3.上海市電力市場成本調查工作方案
上海市發展和改革委員會
2025年7月30日
《通知》主要內容
一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源上網電量全部參與市場交易，通過市場交易形成上網電價。健全中長期、現貨市場交易和價格機制，滿足新能源參與市場交易的條件。完善電網企業代理購電機制，由電網企業以市場化方式采購新能源上網電量，作為代理購電電量來源。
二是建立新能源可持續發展價格結算機制。對于納入機制的電量，由電網企業按照規定開展場外結算，結算費用納入本市系統運行費。區分存量項目和增量項目分類施策：存量項目機制電量、機制電價妥善銜接現行政策，增量項目機制電量、機制電價通過市場化競價方式合理確定。
三是完善市場跟蹤與部門協作工作機制。加強部門協作分工，做好配套政策宣貫培訓、差價協議簽訂、信息平臺開發等工作，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。
哪些新能源項目需要參與市場交易？
2025年底前，本市集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發電等新能源項目上網電量全部參與市場交易，通過交易形成上網電價。
新能源項目參與市場交易的形式是什么？
新能源項目可報量報價直接參與市場，也可以聚合后參與市場，未直接或聚合參與市場的，默認作為“價格接受者”，接受市場形成的價格。
存量項目、增量項目的機制電量規模、機制電價分別是多少？
2025年6月1日（不含）前全容量并網的存量項目：最高按年度電量總規模的100%納入機制電量，年度電量總規模原則上按照該項目近3年上網電量均值確定；機制電價統一為0.4155元/千瓦時。
2025年6月1日（含）后全容量并網的增量項目：年度機制電量總規模根據國家下達本市的年度非水電可再生能源消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素合理確定，單個項目機制電量規模、機制電價通過市場化競價方式形成，按照本市當年度開展競價后發布的競價結果公告確定。
新能源增量項目競價工作如何開展？
增量項目競價工作于每年10月份左右定期開展。
市發展改革委將提前向社會發布競價公告，明確競價的電量規模、申報充足率、申報價格上下限等事項，符合要求的新能源項目均可參與。
現階段，本市各類風力、光伏、生物質等新能源增量發電項目統一競價，競價時按照報價從低到高確定入選項目，機制電價按照入選項目最高報價確定，不高于競價上限。
本次改革對本市終端用戶用電價格有什么影響?
本市居民、農業用戶繼續執行現行目錄銷售電價，電價水平將保持穩定。
工商業用戶通過市場化方式購電，新能源入市后，電力市場交易品種更加豐富，交易更加活躍，工商業用戶將有更多機會購買到清潔低碳的綠色電力，購電價格也有望穩中有降。
本次改革對戶用分布式光伏項目上網電價有什么影響？
本次改革后，戶用分布式光伏項目可直接或聚合參與市場交易，通過交易形成上網電價，或是接受市場形成的價格。納入機制的，按照機制電價差價結算規則開展結算。
本市戶用分布式光伏存量項目機制電價與原上網電價0.4155元/千瓦時保持一致，因此機制電量差價結算后，戶用分布式光伏項目度電收益基本穩定。增量項目如競價獲得機制電量，納入機制的上網電量同樣享受機制保障；如未獲得機制電量，則上網電價全部由市場形成。
享有財政補貼的新能源項目，補貼政策是否有變化？
本市享有財政補貼的項目，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。新能源項目全量入市以及開展差價結算，不影響財政補貼政策的執行。
關于上海市貫徹落實新能源上網電價市場化改革有關事項的通知
國網上海市電力公司，上海電力交易中心，各有關經營主體：
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）有關要求，推動新能源公平參與電力市場交易，促進新能源高質量可持續發展，結合工作實際，現就深化本市新能源上網電價市場化改革有關事項通知如下:
一、推動新能源上網電價全面由市場形成
1.新能源上網電量全部參與市場交易。2025年底前，本市集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電、生物質發電等新能源項目上網電量全部進入電力市場，通過市場交易形成上網電價。(責任單位：市發展改革委、市經濟信息化委、市電力公司、上海電力交易中心)
2.交易形式。新能源項目可報量報價直接參與市場交易，也可以聚合后參與市場交易，未直接或聚合參與市場交易的，默認接受市場形成的價格。(責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心)
3.健全中長期市場交易和價格機制。新能源項目公平參與本市年度、月度以及月內等周期的中長期市場交易。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。（責任單位：華東能源監管局，市經濟信息化委、市發展改革委、上海電力交易中心）
4.探索組織開展多年期交易。鼓勵新能源發電企業與電力用戶、綠電需求企業簽訂多年期購電協議、多年期綠電交易協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。（責任單位：華東能源監管局，市發展改革委、市經濟信息化委、上海電力交易中心）
5.完善現貨市場交易和價格機制。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。現貨市場差量結算調整為差價結算方式。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮本市工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，由市價格主管部門另行明確。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
6.完善電網企業代理購電機制。新能源上網電量不再作為保量保價優先發電，電網企業可通過市場化方式采購新能源上網電量，用于匹配居民、農業、代理購電工商業用戶用電。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
二、建立新能源可持續發展價格結算機制
7.機制電價差價結算。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，明確納入機制的新能源項目的電量規模、機制電價、執行期限等。對納入機制的電量，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，結算費用納入本市系統運行費。新能源可持續發展差價結算工作方案見附件1。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
8.存量項目的電量規模、機制電價和執行期限。（1）電量規模。2025年6月1日（不含）前全容量并網的存量項目，電量規模妥善銜接現行具有保障性質的相關政策。新能源項目在規模范圍內，每年簽訂差價協議，自主確定執行機制的電量比例、但不得高于上一年。未簽訂差價協議或未自主確定的，默認按照該項目可選最高比例和規模上限執行。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。（2）機制電價，按現行價格政策執行，不高于本市燃煤基準價。（3）執行期限，按照現行相關政策保障期限確定。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
9.增量項目的電量規模、機制電價和執行期限。（1）電量規模。2025年6月1日（含）后全容量并網的增量項目，每年新增納入機制的電量規模，根據國家下達本市的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。增量項目第一年納入機制的電量占全市新能源上網電量的比例，與存量項目適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，適當低于其全部發電量。（2）機制電價，由市價格主管部門每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制電價執行范圍的項目自愿參與競價形成，對成本差異大的按技術類型分類組織。初期，本市各類光伏、風電、生物質發電項目原則上統一競價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、不高于競價上限。（3）執行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。新能源增量項目機制電價競價工作方案見附件2。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息中心、市電力公司）
10.增量項目競價上下限。競價上限由市價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮新能源項目成本調查結果、新能源EPC市場報價、避免無序競爭等因素設定競價下限。電力市場成本調查工作方案見附件3。（責任單位：市發展改革委、市價監成調隊）
11.結算方式。納入機制的電量應當分解至月度，由電網企業每月按機制電價開展差價結算；初期不再開展其他形式的差價結算。非電力現貨市場連續運行期間，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。電力現貨市場連續運行期間，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
12.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。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
13.特殊項目。已通過競爭性配置明確上網電價的海上風電項目，上網電價繼續按照現行政策執行。已核準或備案的海上光伏項目，競爭性配置相關文件中已明確上網電價的，則該上網電價為機制電價，不再參與競價，納入機制的電量規模參照存量項目相關規定確定。深遠海風電等項目有關規定另行明確。（責任單位：市發展改革委、市電力公司）
三、完善市場跟蹤與部門協作工作機制
14.加強政策宣傳解讀。多渠道開展政策宣貫培訓，幫助各類經營主體熟悉交易、結算和競價的規則和流程，提升新能源項目參與市場的能力。強化溝通協調，及時回應社會關切，凝聚改革共識。（責任單位：市發展改革委、市經濟信息中心、市電力公司、上海電力交易中心）
15.加強組織落實。電網企業應與新能源項目簽訂差價協議，及時建立或更新納入機制的新能源項目臺賬。優化電力市場電費、市場外機制差價費用結算流程，做好新能源項目電費結算、平臺開發等工作，抓緊開展計量裝置改造與升級，滿足新能源項目參與市場交易的計量條件。（責任單位：市電力公司）
16.建立電價監測和風險防范機制。加強新能源交易價格監測，評估價格波動的合理性。當市場交易價格出現異常波動時，及時向市價格、能源等主管部門報告，確保新能源上網電價市場化改革政策平穩有序推進。（責任單位：市電力公司、上海電力交易中心）
17.強化電力市場政策協同。修訂完善電力市場相關規則，做好新能源上網電價市場化改革與本市新能源發展規劃目標、能源電力規劃的銜接。強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益，對應綠證統一劃轉至本市專用綠證賬戶。如國家出臺新的相關政策文件，按國家新規定執行。（責任單位：市發展改革委、市電力公司、上海電力交易中心）
本通知試行至2026年底。
附件:1.上海市新能源可持續發展差價結算工作方案
2.上海市新能源增量項目機制電價競價工作方案
3.上海市電力市場成本調查工作方案
上海市發展和改革委員會
2025年7月30日