136号文下新能源上网电价政策详解

《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》培训材料目录一总体思路二推动新能源上网电价全面由市场形成三建立健全支持新能源高质量发展的制度机制四保障措施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。一、总体思路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、推动新能源上网电价全面由市场形成问题1:我国电力市场的现状是什么样的?答：目前，我国电力市场主要有电能量市场、辅助服务市场，未来还可能逐步建设容量市场。其中：电能量市场包括中长期市场与现货市场，由可以提供电能量的电源在市场中同台竞价。2021年1439号文出台后，

已要求各地煤电全部上网电量参与市场，部分地区陆续探索其他电源市场化交易。辅助服务市场是交易电力辅助服务的市场，辅助服务主要是调频、备用等服务，由具有调节能力的电源等参与以火电、储能为主。另外，绿色电力交易是针对新能源等开展的一种中长期交易，在进行电能量交易的同时也交易绿证，即新能源

的绿色环境价值。原文：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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题2:参与市场交易的机组范围有哪些?为什么要全电量参与电力市场?答：原则上，集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电项目上网电量，均应参与市场交易。全国新能源装机占比已达到42%、超过煤电，电量占比20%左右。新能源全电量参与市场，是为了尽量增加入市电量、保持市场完整性，从而发现和形成真实的市场价格；若新能源不参与或部分电量参与市场，将造成电能量市场分割、价格信号失真，不利于统一电力市场建设。这也是国家要求不得开展各类专场交易的主要原因。问题3:对分布式光伏入市怎么安排?答：对分布式光伏，不管是自然人备案还是企业备案，原则上一视同仁参与市场交易。主要是考虑分布式光伏的备案制较为灵活，在实践中难以辨别项目的实际控制人到底是企业还是自然人，如给予特殊政策，可能导致部分企业以分

布式之名行集中式之实，带来风险，对其他新能源项目也不公平。鼓励分布式光伏项目作为独立的经营主体参与市场；小而散的分布式光伏可聚合后参与市场。如项目未及时在交易平台注册，也无法找到聚合商，则默认作为价格接受者参与。二、推动新能源上网电价全面由市场形成二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题4:新能源如何参与电力市场?答：对现货运行地区，新能源入市意味着必须参与现货市场中的实时市场，自愿参与中长期交易(含绿色电力交易),并鼓励

各地加快实现允许新能源自愿参与现货市场中的日前市场。对现货未运行地区，新能源入市意味着必须参与中长期交易(含绿色电力交易)。如新能源具有调节能力，也可以参

与辅助服务市场，未来还可根据有效容量参与容量市场。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题5:享受财政补贴的新能源项目，价格和补贴怎么处理?答：对享受财政补贴的新能源项目，继续实行价、补分离，即上网电价不含财政补贴。案例1：甲省自2023年率先推动新能源上网电量参与市场化交易，省内有国补风电场项目A改革前含财政补贴结算电价0.389元/度电网采购价为当地煤电基准价0.332元/度财政补贴为：0.389-0.332=0.057元/度改革后财政补贴维持0.057元/度不变参与市场交易，交易电价0.28元/度含财政补贴结算电价(不考虑机制电价)为：0.28+0.057=0.337元/度问题6:对跨省跨区交易的新能源是如何考虑的?答：考虑到参与跨省跨区交易的新能源全面入市，需要充分衔接省内市场与省间市场，有关价格机制另行规定。原文：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、推动新能源上网电价全面由市场形成(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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题7:什么是日前市场和实时市场?如何组织交易?答：集中式市场模式下，电力现货市场一般由日前市场和实时市场构成，也可不开展日前市场、仅开展日前预出清。

其中：日前市场，是在电力实际运行前一天进行的电力交易和出清，主要是为发电机组提供最后一次修正预测电量和

报价的机会，并为可靠性机组组合提供参考。日前出清结果需承担经济责任。如不开展日前市场，可选择开展日前预出清，日前预出清结果向经营主体披露，不作为结算依据。实时市场，是在电力实际运行时刻(提前5～15分钟)进行的电力交易和出清。由于电力供需必须保持实时平衡，电能量的实物交割仅发生在实时市场。原文：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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题8:新能源如何参与实时市场和日前市场?为什么这么安排?答：由于电力供需必须保持实时平衡，且实时市场才是进行电能量交割的实物市场，其供需关系的完整是形成真实价格信号的前提，因此，新能源应全量参与实时市场。参与方式包括：报量报价参与。作为市场价格接受者参与。允许新能源自愿选择是否参与日前市场。保护新能源企业免受不必要损失。新能源出力预测难度大，强制参与日前市场易导致日前与实时市场出清偏差大，给企业带来不必要的偏差电费风险。不参与日前市场的新能源，不再要求参与日前市场的申报、出清及结算，但需要在日前市场出清后、调度进行可靠性机组组合前申报，用于可靠性机组组合。对市场组织方式为“日前预出清+实时市场”的，则直接参与可靠性机组组合的申报。

二、推动新能源上网电价全面由市场形成二、推动新能源上网电价全面由市场形成案例2：甲省允许新能源项目自愿参与日前市场。某日晚高峰时段，调度机构预测火电供给能力100万千瓦，风电供给能力30万千瓦(该时段无其他电源出力),用户需求130万千瓦。日前市场出清可靠性机组组合风电剩余15万千瓦申报可靠性机组组合二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题9:实时市场和日前市场如何结算?答：新能源等经营主体自愿选择参与日前市场，仅实时市场进行全电量集中优化，电能量电费由实时市场全电量电费、

日前市场差价电费以及中长期(含绿电交易)差价合约电费组成，即实时电量按实时价格结算，日前电量和中长期电量仅作财务性质的差价结算。案例3：假设风电场A①中长期交易电量60万千瓦时，价格0.3元/度，约定中长期结算参考点为用户侧统一结算点。②自愿参与日前市场电量为50万千瓦时，出清电价0.31元/度。③实时市场的出清电量为55万千瓦时，出清电价0.305元，用户侧统一结算点价格为0.303元/度。风电场A电能量电费=实时市场出清电量×实时市场节点电价+白前市场出清电量×(日前市

场节点电价-实时市场节点电价)/+中长期交易电量×(中长期交易价格-结算参考点现货价

格)=55×0.305+50×(0.31-0.305)+60×(0.3-0.303)=16.845万元问题10:为什么要放宽现货市场限价?答：现货市场价格上限，旨在防范因电力需求缺乏弹性、发电侧市场力滥用导致的价格异常上涨等市场失灵现象，以促进市场规范有序运行，保护消费者合理权益。若价格上限过低，则无法确保价格信号的完整性，既不利于系统发电容量的投资，也无法引导调节电源提供调节服务、刺激需求侧资源主动削峰填谷，对电力安全稳定运行造成风险。价格下限是为了避免经营主体的恶性竞争，主要考虑市场中最低的发电成本(包括机会成本)来确定。新能源出力波动大，会拉大市场的峰谷价差，同时部分新能源享有财政补贴、绿色环境价值等场外收益，发电机会成本实际为负值。市场价格范围过窄，会导致新能源入市后的峰谷价差无法完整体现，容易导致价格信号失真，市场功能弱化，储能等灵活资源缺乏获益空间。原文：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案确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题11:对现货市场价格上下限是如何考虑的?答：价格上限一般采用会计成本定价法或机会成本定价法确定，前者与发电变动成本有关，后者与停电损失有关。为方便操作，可参照目前工商业用户尖峰电价水平确定，如未实行尖峰电价的，可以参考全国或周边省份的工商业用户尖峰

电价平均水平，目前各地在1.5~2元左右。如现行价格上限已经在尖峰电价水平之上的，则可继续执行现行价格上限。价格下限可统筹考虑新能源通过财政补贴、绿证、碳市场获得收益等情况确定。需要强调的是，现货市场限价规则价格主管部门要牵头制定，过程中要注重申报价格上下限与出清价格上下限、二

级限价等衔接，根据电力供需预测情况适时调整。二、推动新能源上网电价全面由市场形成案例4：甲省近三年工商业用户尖峰电价约1.9元/度，现货市场的申报价格上限不低于1.9元/度；省内新能源项目的平均财政补贴约0.07元度，参与绿证市场交易价格约60元/张，参与绿色电力交易的绿色环境价格约0.1元/度，可考虑这些因素确定现货市场的申报价格下限。(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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题12:什么是中长期市场?目前中长期市场的交易周期是怎样设置的?为什么要缩短交易周期，提高交易频次?答：电力中长期市场指供需双方通过双边协商、挂牌、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日

等电力批发交易。绿色电力交易也属于中长期交易。目前，各地都开展了以年度、月度以及月内为周期的中长期交易，部分地区已实现以日为周期。

仅设置年度、月度以及月内的中长期交易，不能满足灵活调整偏差的需求，需要进一步缩短交易周期、提高交易频次，为包括新能源在内的经营主体提供连续交易与合同调整的机会。具体操作上，可采用以周、多日为周期的连续

开市，并尽快实现逐日连续开市，即每天组织开展未来几天的交易。原文：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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题13:新能源入市后，中长期量价、曲线怎么签约?签约比例要求有变化吗?可以不签约吗?答：新能源以报量报价方式或作为市场价格接受者，与其他市场化电源平等地参与电能量中长期交易。考虑新能源出力的随机性与预测难度，如要求其中长期合同高比例签约，将难以适应现货实时市场的动态变化，中长期合同执行偏差大，给经营主体造成不必要的损失。因此，应允许交易双方结合实际情况灵活地调整合同覆盖率，可多签、也可少签，甚至不签，即不对新能源中长期签约比例作强制要求。原文：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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成二、推动新能源上网电价全面由市场形成案例5:甲省现货市场2024年5月进入连续试运行。(1)2024年4月3日，甲省风电场A参加4月4日的日交易，形成24小时分时量价交易结果。(2)现货市场连续运行后，市场增设日挂牌交易，8月5日，风电场A参加8月6日的挂牌交易，成交电量100万千瓦时，未拆分曲线，成交电价为一口价0.2元/度，中长期合同结算参考价锚定为8月6日风电场A所在节

点的实时出清均价。中长期签约案例6:甲省中长期交易方案明确用户全年中长期签约比例不低于80%,2025年起省内新能源上网电量全部参与市场化交易，该省考虑上述变化后相应调整用户中长期签约比例要求。做法为：预测省内新能源年上网电量800亿千瓦时，

市场化用户年用电量2500亿千瓦时，则2025年用户中长期签约比例要求下调至80%-800/2500=48%。中长期签约比例要求问题14:中长期合同是如何交易和结算的?答：中长期合同交易方式分为双边协商、挂牌、集中竞价和滚动撮合。双边协商为经营主体之间自主开展电量、电价协商，可以搭配其他合规条款，包括绿色电力证书条款，形成双边协商交易意向后提交交易机构确认形成交易结果。挂牌交易指经营主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，实质为一种在交易所里开展的双边协商，也可以搭配绿色电力证书等其他条款。集中竞价指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总经营主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。滚动撮合是指在规定的交易起止时间内，经营主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。二、推动新能源上网电价全面由市场形成（续）问题14:中长期合同是如何交易和结算的?答：在现货连续运行地区，发电侧电费由实时市场全电量电费、日前市场差价电费以及中长期差价合约电费组成.实时市场全电量电费以实时出清电量按实时出清价格结算确定，日前市场差价电费以日前出清电量按日前出清价格与实时出清价格的差值结算确定，中长期合约电费为合约电量按照合约价格与结算参考点现货价格的差值结算确定。在现货市场非连续运行地区，发电侧电费以中长期电费为主，中长期合同物理执行，实际发用电与合同电量基本匹配，中长期合同电费以合同电量按照合同价格结算确定。二、推动新能源上网电价全面由市场形成案例7：2025年5月，甲省现货市场已实现连续结算试运行，乙省未开展现货市场。甲省风电厂A参与5月月度集中竞价交易，成交电量700万千瓦时，成交价格0.35元/度，中长期结算参考点价格为0.3元/度，风电场A中长期合同差价结

算费用为700×(0.35-0.3)=35万元。乙省风电厂B参与5月双边协商交易，签约电量500万千瓦时，签约价格0.32元/度，风电厂B中长期合同结算费用为500×0.32=160万元。问题15:什么是绿色电力交易?为什么要分别明确电能量价格和相应绿证价格?答：绿色电力交易是指以电能量和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力的同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书(简称绿证).用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买绿色电力的需求。分别明确电能量和绿证价格的原因：

绿色电力交易的申报和成交价格，需分别明确电能量价格和相应绿证价格，这是为规避绿色电力的环境价值与电能量价值混合/电能量价格反映电力供需关系，绿证价格体现环境溢价，

若不对两者价格进行区分，可能导致同一环境价值被多次交易或重复统计。在明确区分电能量价格和绿证价格后，既确保绿证作为可再生能源环境属性的唯一证明，也方便经营主体基于不同需求独立决策。原文：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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成问题16:绿色电力交易为什么不允许组织集中竞价和滚动撮合交易?应采取什么样的交易方式答：若允许绿色电力交易单独组织集中竞价和滚动撮合交易，将造成电能量市场分割，也无法有效反映绿证价值。如果采取双边或者挂牌方式开展，仍可以实现绿电与其他电力的公平竞争，用户可按需求选择，不会造成明显的市场分割。新能源也可以参与电能量中长期市场，则成交电量不视为绿色电力交易结果，仅对电能量进行结算，相应绿证由新能源发电企业持有，可自行参与绿证市场。二、推动新能源上网电价全面由市场形成案例8：项目A电能量结算费用为700×(0.35-0.31)+600×0.3=208万元，6000张绿证自行参与绿证市场。

案例9：项目B电能量费用为5×(0.32-0.3)+4×0.3=1.3万元，绿证结算费用为40×20=800元。

问题17:签订新能源长期购电协议，有什么注意事项?答：长期购电协议是一种降低新能源融资成本和市场风险的有效手段，但用户的风险相应提高，双方博弈下协议价格往往趋于企业成本加较低收益的水平。在组织多年期购电协议过程中应注意与现货市场充分衔接、对发用双方不构成敞口风险，交易双方需要在协议中明确电量、电价，及结算参考点价格。一般来说，现货市场连续运行前，结算参考点价格可锚定某一交易周期的市场交易价格或按不同比重加权得到的市场交易价格等；现货市场连续运行后，结算参考点价格可锚定为某一节点或统一结算点的现货价格，并要求协议双方全量参与现货市场。原文：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。二、推动新能源上网电价全面由市场形成二、推动新能源上网电价全面由市场形成案例10：甲省有集中式光伏场A与用户B签订2025-2030年的五年期购电协议，每月协议电量100万千瓦时，协议价格0.4元/度，协议中明确当甲省未开展现货市场时，结算参考电价为最近一次月度竞价成交均价；当甲省开

展现货市场后，结算参考电价为A所在节点实时出清均价。(1)2025年5月，甲省未开展现货市场，5月月度竞价成交价为0.31元/度，则光伏场A当月协议差价结算费用为100×(0.4-0.31)=9万元。(2)2025年6月，甲省启动现货市场连续运行，光伏场A所在节点月度实时出清均价为0.3元/度，则光伏场A当月协议差价结算费用为100×(0.4-0.3)=10万元。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。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题18:可持续发展价格结算机制到底是什么样的机制?为什么要建立这个机制?答：可持续发展价格结算机制，实质上是一种差价结算机制新能源入市后，在市场内与其他电源同台竞争，在市场外建立可持续发展价格结算机制。纳入机制范围内的电量，按照机制电价与市场交易均价之差来进行差价结算。这样安排，既尽可能促进场内真实电力价格的形成和发现，又可实现特定的政策目标。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时/建立新能源可持续

发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价

。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题19:可持续发展价格结算机制和国外新能源的政府授权合约区别是什么?答：国外的政府授权合约是政府或公用事业公司与新能源企业签订的长期协议，旨在降低项目融资成本和投资风险，

包括差价合约(CFD)、购电协议(PPA)等，与可持续发展价格结算机制区别在于：国外差价合约损益通常由财政部门承担或享受，我国由用户承担或享受，也不能叫“政府”合约。PPA等协议的参考价格多参考长周期电力期货价格，由于我国未开展电力期货交易，电力现货市场连续运行地区也有限，因此选择同类型机组当期的市场交易均价，更为合理。在选择市场交易均价作为差价参考价基础上，强调了选择同类型机组的市场交易均价，细化考虑了电源类型，

更加适合我国国情。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题20:这个机制是怎么结算的?答：该机制设计了与市场机制相匹配的场外保障机制，在市场形成价格的基础上，按照机制电价与市场均价之差进行差价结算。差价结算费用为机制电价与市场交易均价之差与机制电量的乘积。结算费用纳入当地系统运行费用，按月由全体工商业用户分摊或分享。纳入机制电量结算电费=电量*交易电价+差价结算电费=电量*交易电价+电量*(机制电价-市场交易均价)在节点实时市场同类项目的加权交易均价同类项目活跃周期中长期交易均价现货连续运行地区现货未连续运行地区三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制案例11:甲省现货市场已连续运行，风电场A的新能源机制电价均为0.332元/度，某月上网电量规模为1.8万千

瓦时。假设实时市场风电机组所在节点的加权交易均价即差价结算参考价格为0.3元/度，风电场A节点电价0.35元/度，风电场A现货实时市场收入为1.8×0.35=0.63万元，纳入机制电量的差价结算费用为1.8×(0.332-0.3)=0.0576万元，由全体工商业用户共同分摊。情况一案例12:乙省尚未开展现货市场，风电场D的新能源机制电价为0.332元/度，纳入机制的电量规模为全部上网电

量

。风电场D参与5月月度集中竞价交易，成交电量100万千瓦时，电价0.3元/度，省内所有风电场参与5月集中

竞价交易的市场均价为0.31元/度。风电场D5月的上网电量为100万千瓦时，风电场D的中长期交易收入为100×0.3=30万元，纳入机制电量的差价结算费用为100×(0.332-0.31)=2.2万元，该笔费用由全体工商业用户

分摊。情况二三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制(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。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题21:为什么要以6月1日为时间节点?答：新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革需要平衡好新老项目关系。为了保障改革平稳过渡，考虑项目的建设周期，给子4个月左右过渡期，可让已实际发生建设成本的项目享受存量项目政策，因此确定6月1日作为时间节点。这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，更好发挥市场对增量项目引导作用。问题22:如何理解“妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策”?答：存量项目纳入机制的电量规模，要充分考虑已有政策对新能源项目的保障作用，确保不会对存量项目的收益造成大的影响。某省现行保障利用小时数如果是1000小时，那么该省存量项目纳入机制的电量规模仍然是1000小时对应的电量。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题23:如何理解“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?各地可以每年减少机制电量比例吗?答：存量新能源项目业主如果认为自身发电曲线好、市场价格更高，不需要差价结算机制保障，可以自主选择放弃部分纳入机制的电量，自行参与市场；但一旦选择放弃部分保障后，后续年份哪怕遇到市场价格很低的年份，也不能退回来，再寻求机制的保障，总之就是不能“市场”和“机制”两头都要，作墙头草、哪里好选哪里。但是，除新能源项目业主单位自愿外，地方政府不得通过行政手段强制项目业主单位每年减少机制电量比例。案例13：甲省有存量项目风电场A。2025年，甲省推动新能源全面参与市场交易，风电场A可纳入机制的电量规模为100%上网电量(20亿千瓦时)。为稳定收益，风电场A选择全部电量接受机制电价。2026年，经企业研判市场，风电

场A自主选择50%电量接受机制电价，剩余50%电量放弃机制电价进入市场，则风电场A纳入机制的电量规模为全部上

网电量的50%即10亿千瓦时。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题24:如何理解“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”?答：如果部分项目在设备升级改造后，发电效率提升了，鼓励其主动参与市场竞争，自愿选择不再执行机制电价。改

造升级的风电相关政策，按照2023年国家能源局印发的《风电场改造升级和退役管理办法》有关规定执行。原来具有保障性质的电量，按原有电价政策执行，其他电量的上网电价按项目变更当年的电价政策执行。问题25:如何理解机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价?答：存量新能源项目的机制电价水平按照未入市时的价格政策确定，即入市前是什么价格，机制电价就按什么价格确

定。由于存量项目的现行价格水平(不含财政补贴)都没有高于当地煤电基准价，所以“不高于当地煤电基准价”的规定没有实质影响。当然，对于现行政策存在问题的，要抓紧纠正，再做好衔接。

案例14：甲省燃煤发电基准价为0.3元/度，存量未入市新能源电量规模为2000万千瓦时/其执行电价均为0.3元/度。则

执行机制电价后，存量项目纳入机制的电量，其机制电价取0.3元/度。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题26:如何理解执行期限按照现行相关政策保障期限确定?答：执行期限，是指机制电价对该存量项目执行多少年。现行相关政策保障期限，一般为全生命周期合理利用小时数对应年限，或投产满20年。实操中，可按2025年5月底预目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与股产满20年对应年

份较早者确定。案例15：甲省风电场年实际发电小时为1800小时，全生命周期合理利用小时数为36000小时，2021年6月1日投产，2025年6月1日全部电量纳入机制，假设实际发电小时数每年都为1800小时，则机制电价执行至2041年5月底。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题27:什么叫投产?答：投产是指按照项目批准(备案)容量全部建成并网。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。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题28:什么叫非水电可再生能源电力消纳责任权重，为什么其完成情况与纳入机制的电量相关联?答：非水电可再生能源电力消纳责任权重指本地区利用的非水电可再生能源电量(包含本地非水电可再生能源发电量+其他地区非水电可再生能源输送到本地区的电量-本地区的非水电可再生能源输送到其他地区的电量)与本地区全社会用电量的比值。

《能源法》第二十三条规定，国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标，对可再生能源在能源消费中的最低比重目标以及可再生能源电力消纳责任的实施情况进行监测、考核。“十四五”期间国家未分品种制定可再生能源发展规划，而是每年下达非水电可再生能源电力消纳责任权重至各省并进行监测考核。将机制电量规模与非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况关联，主要考虑以价格政策服务国家新能源发展目标。

原文：鼓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。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题29:如何确定每年新增纳入机制的电量规模，怎么操作?为什么要这样安排，有什么考虑?答：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，可参照原新能源价格非市场化比例确定。例如，当前非市场化比例为80%,则第一年新增纳入机制的电量整体规模比例可以取80%。第二年及以后，根据当地非水

电可再生能源消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定新增纳入机制的电量规模。如完成非水电可再生能

源消纳责任权重，次年纳入机制的电量可适当减少；如未完成，则次年纳入机制的电量可适当增加。案例16：甲024年，甲省新能源上网电量850亿千瓦时，非市场化比例70%,预测2025年6月1日至12月31日新增新能源

电量20亿千瓦时，则2025年6月组织竞价时，纳入机制的电量规模可定为20亿千瓦时×70%=14亿千瓦时

。若2025年完成非水电可再生能源消纳责任权重，则2026年新增纳入机制的电量可以小于14×(12/7)=24亿千瓦时，反之

若2025年未完成非水电可再生能源消纳责任权重，则2026年新增纳入机制的电量可以大于24亿千瓦时。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题30:为什么要规定“单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量”,操作时怎么把握?答：这一规定主要是考虑，如果一个项目全电量入围了机制电量，可能在市场交易时为了确保中标，非理性报价，进而可能对市场出清价格造成干扰。为此，让每一个项目都有一部分电量(10%~20%)裸露在市场中，可以引导企业在市场中理性报价；也就是说，如果不理性报价，哪怕80%~90%的电量得到机制电价的保护，剩余10%~20%的风险，都可能导致整个项目经营效益大幅下降。项目预计发电量可以结合投产时间，通过装机容量乘以当地同资源区同类型电源平均发电利用小时数确定。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题31:竞价工作由谁组织?谁承办?答：竞价工作由省级价格主管部门牵头组织，可委托授权省级电网企业承办；如省级电网没有能力承接，也可委托电力交易或其他具有能力的机构承接。原文：(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.三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题32:首次竞价怎么开展?如何确定机制电价具体水平?答：文件规定存量、增量划断时间为2025年6月1日。首次竞价可于2025年6月开展，包括2025年12月31日前投产机组，

后续原则上于上一年12月年度中长期签约前开展当年竞价。每年组织已投产和未来12个月内投产、且均未纳入过机制执行范围的项目竞价形成机制电价。所有参与竞价的项目按申报价格进行由低到高，采用边际出清方式确定出清价格，取最后一个入选项目的申报价格

作为当年所有入选项目的机制电价，但不得高于竞价上限。如存在多个项目按出清价格申报，则可按申报电量比例分配案例17：甲省组织2026年机制电价竞价，总竞价规模175亿千瓦时，竞价上限0.325元/度。风电场A(2025年竞价未入

选)报价0.28元/度，申报电量规模100亿千瓦时，风电场B(2026年8月计划投产项目)报价为0.32元/度，申报电量100亿千瓦时，风电场C报价0.325元/度，申报电量30亿千瓦时，最终出清机制电价0.32元度，风电场A的100亿千瓦时全部入选，风电场B入选75亿千瓦时、未入选25亿千瓦时，风电场C未入选30亿千瓦时，未入选电量不执行机制电价。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题33:存量项目能够参与竞价吗?答：量项目由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策、现行价格政策执行，不再参与每年竞价，对自愿选择退出差价结算机制的存量项目，也不允许其参加。问题34:竞价上下限如何确定?为什么要这样安排?通常如何安排上下限价格具体水平比较好?答：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。原则上可按较高收益率对应价格把握，为简便操作，也可暂将当地煤电基准价设为上限

。竞价下限，机制建立后的前2~3年内，为避免无序竞争，可按照最先进电站造价水平折算度电成本确定竞价下限

，2~3年投资主体熟悉规则后取消；竞价下限不能过高，避免大家都按下限价格报价，难以确定入选项目。如分类组织竞

价，每场的竞价上下限应相同。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题35:如何理解“初期对成本差异大的可按技术类型分类组织”?初期是多久?通常应当分几类?为什么不能分太细?答：考虑不同技术类型的造价水平不同，同台竞价会使报价明显分层，造成风电、光伏等造价水平低的项目全部入选，而深远海风电等造价成本较高的项目很难入选，因此可分类组织竞价。同时，为避免因分类太多导致单类

电源中竞价项目太少、竞争不足，以及竞价组织的方便、可操作性，不宜过于细化分类，可考虑分深远海风电、其他风电、光伏三类，如当地风电或光伏单一类别参与竞价项目过少，可将风电与光伏统一组织竞价，调整为深远海风电、其他风电和光伏两类。问题36:分布式光伏、分散式风电如何参与竞价?答：鼓励分布式光伏、分散式风电自行参与竞价。同时，也允许分布式光伏、分散式风电聚合后统一参与竞价，产时间按所有项目中最晚投产时间确定，所有项目中最早投产时间和最晚投产时间间隔一般不超过1年。未参与竞价的项目视为不参与机制。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题37:这句话怎么理解，如何操作?答：执行期限仅考虑回收初始投资，不考虑相关收益。各地资源状况不同，目前新能源项目回收初始投资多在8～12年。

执行机制电价的起始时间按项目申报投产时间确定，如未按期投产，实际投产日期前覆盖电量自动失效；如实际投产时

间较申报投产时间晚超过一定时间(如6个月)的项目，可取消一定年限内(如3年)该项目投资方所有新能源项目竞价资格，并且该项目当次竞价入选结果作废。入选时已投产项目，按入选时间(如入选项目公示结束当日)确定起始时间。原文：(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。案例18：甲省有集中式光伏项目A、B两个增量项目，计划投产时间均为2026年1月1日，2025年12月底均签订机制电价

协议，执行期限为10年，到期时间为2035年12月31日，中标电量均为1200万千瓦时。(1)A延迟4个月投产，前4个月

的分解电量为40万千瓦时，则执行机制电价的电量为剩余的1160万千瓦时，到期时间仍为2035年12月31日。(2)B延

迟7个月投产，此次机制电价协议作废，且B投资方所有新能源项目不能参与27年、28年、29年的机制电价竞价。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制(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。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题38:如何理解“初期不再开展其他形式的差价结算”,为什么要这样规定?答：初期，由于部分地区不同市场的价格存在较大偏差，现货连续运行地区纳入机制电价的电量只进行一次差

价结算，纳入机制的对应电量不再参与中长期市场、日前市场，不再参与中长期交易和日前市场的出清结算，待各市场价格趋势基本收敛后可取消上述规定。案例19：甲地区2024年全年中长期电量覆盖率82.24%,各月现货实时价格与中长期价格均存在较大偏差，其中1月、2月、7月现货实时价格比中长期价格分别相差0.329元/度、0.252元/度、0.796元/度。则甲地区可规定纳

入机制的电量只进行一次差价结算。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题39:市场交易均价(差价结算参考价)具体如何选择?答：现货连续运行地区，结算参考价格根据当地同类项目（初期项目类型分为集中式光伏、分布式光伏、海上风陆上风电)所在节点实时市场月度加权均价《按实时市场出清的电量与节点电价加权平均》确定。现货未连续运行地区，结算参考价格可根据当地最活跃周期(一般不超过自然月)集中竞价交易同类项目的加权平均价确定。若该交易周期内无同类项目参与，则可以该周期的发电侧中长期交易加权平均价格确定。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制案例21：乙省暂未开展现货连续运行，当地交易最活跃周期为自然月。2025年8月，集中竞价交易均价为0.14元/度，共有集中式光伏电站25个参与并成交，交易加权平均价格为0.131元度，则8月该地集中式光伏项目A结算参

考价为0.131元/度。2025年9月，集中竞价交易均价为0.135元/度，无集中式光伏电站成交电量，则9月该地集中

式光伏项目A结算参考价为0.135元/度。案例20：甲省现货市场已连续运行，省内有A、B、C三座集中式光伏电站，分布式光伏d、e。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题40:为什么要这样选择交易均价，有什么好处?答：现货连续运行地区，结算参考价格根据当地同类项目所在节点实时市场月度加权均价确定，与实时市场挂钩，

主要因为实时市场出清电量最接近实际上网电量，反映真实供需。现货未连续运行地区没有实时市场，相较而言，交易最活跃周期、竞争最充分的市场价格信号最能体现电能

量真实价值，可与机制电价按月结算衔接。现货未连续运行地区市场交易均价可以参考月度集中竞价的价格，也可参考月度集中竞价、月度双边交易等多场交易的加权均价，但不建议不同周期之间加权。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题41:实行分区边际电价地区，交易均价按分区分别计算还是按全省统一计算?答：实行分区边际电价地区，交易均价按全省统一计算，有利于体现位置信号，引导项目多在负荷中心布局，促进资源更高效配置。案例22：甲省执行分区电价，该省有4个阻塞区1,2,3,4,假设风电站A、B、C、D分别位于阻塞区1,2,3,4内，各阻

塞区风电月度实时市场交易均价分别为0.15元/度，0.32元/度，0.41元/度，0.612元/度，而全省风电月度发电侧

实时市场加权平均价格为0.424元/度，则A、B、C、D任一风电站参与机制电价结算时，其与机制电价作差的参考价均选取0.424元/度。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题42:机制电量如何分解至月度，怎么操作?答：首先，确定项目年度的机制电量。其次

，按绝对值确定机制电量规模的，各月的机制电量分解比例，可按年度机制电量规模占预测年上网电量的比例确定，也可由地方政府事前明确比例分解方式。按比例确定机制电量规模的，各月分解的机制电量，为新能源项目各月实际上网电量与确定比例的乘积

。若当年已结算机制电价的电量累计达到年度机制电量规模则当月超过部分及后续月不再执行机制电价；若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不跨年滚动。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制案例23：甲省风电场A年度纳入机制电价的电量为6亿千瓦时，电量比例为50%(按预测年电量12亿千瓦时确定)。假设2026年为大风年，风电场A实际上网电量1~6月各1亿千瓦时，7~10月各1.6亿千瓦时，11~12月各1亿千瓦时。

风电场A在1~9月机制电价差价结算电量为每月上网电量的50%,共5.4亿千瓦时。因机制电量总规模为6亿千瓦时，10月机制电价差价结算电量为6-5.4=0.6亿千瓦时与1.6×50%=0.8亿千瓦时中较小值，即0.6亿千瓦时。11、12月不再执行机制。(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。三、立健全支持新能源高质量发展的制度机制问题43:这句话如何理解?答：纳入机制的新能源项目，可自主选择是否退出，退出后不可再次进入机制，即“一辈子”只有一次享受机会。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。四、保障措施(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。四、保障措施问题44:实施方案如何有利于国家新能源发展规划目标的落实，如何与国家能源电力规划衔接?答：一是妥善衔接国家新能源发展目标和地方规划目标，统筹能源发展总体规划目标和新能源等专项规划目标。二是新能源增量项目中纳入可持续发展价格结算机制的电量规模，应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。原文：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。四、保障措施问题45:如何理解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?为什么要这样规定?怎么操作?答：绿证和可持续发展价格结算机制都是对新能源的一种场外支持政策，都考虑了新能源的绿色环境价值。如纳入机制电量的绿证再单独获取收益，会造成重复激励。实操层面，可以采取两种处理方式：纳入机制电量对应绿证收益划给承担结算费用的用户共有，根据各用户实际用电量占比分配。纳入机制的电量对应绿证全部划转至省级专用绿证账户，由承担结算费用的用户共有。其中，第二种方式更为简便。对于纳入机制的新能源上网电量，不再参加绿色电力交易。原文：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。四、保障措施案例24：甲省现货市场已连续运行，风电场A装机1.2万千瓦，预计3月上网电量100万千瓦时，纳入机制电量的比例为30%,机制电价0.35元/度。该月风电场A签署了以下中长期合同：风

电

场A与批发用户B的中长期交易合同电量30万千瓦时，合同电价0.3元/度，结算参考点为该场所在节点。与批发用户C的绿电交易合同电量40万千瓦时，合同的电能量价格0.31元/度，绿证价格5元/张，结算参考点为该场所在节点。风电场A不参与日前市场。3月省内集中式风电场所在节点按电量加权均价为0.25元/度，该场所在节点实时出清均价0.28元/度。不同情况下风电场A收益构成如下表：四、保障措施情况2下风电场A仍持有1500-450-400=650张可交易绿证。问题46: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，怎么操作?答：各地执行保量保价的优先发电(不再包含省内新能源，下同)电量继续按现行价格机制由电网企业收购，且不超过当地电网企业保障居民、农业用户和代理工商业用户购电规模，不足部分电量由电网企业通过市场化采购，以报量不报价、作为价格接受者参与市场交易，其中采取挂牌交易的，按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。部分省份可能出现优先发电量低于优先购电量的情况，应提前修订相关方案、规则，切实做好增加市场化采购电量的同时保障居民、农业用电的需求。

原文：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。四、保障措施案例25：假设甲省居民农业用电量80亿千瓦时，代理工商业用户用电量40亿千瓦时。新能源电量30亿千瓦时(综合结算价0.18元/度),外来水电40亿千瓦时(综合结算价0.2元/度)、省内核电30亿千瓦时(综合结算价0.22元/度)。改革前：收购优先发电量100亿千瓦时(新能源+外来水电+省内核电)。30亿千瓦时新能源发电量、40亿千瓦时水电电量、10亿千瓦时月度竞价成交电量用于居民、农业用户用电量来源；10亿千瓦时月度竞价成交电量、30亿千瓦时核电电量用于代理工商业用户用电量来源。改革后：收购优先发电量70亿千瓦时(外来水电+省内核电)。40亿千瓦时水电电量、40亿千瓦时月度竞价成交电量用于居民、农业用户用电量来源；10亿千瓦时月度竞价成交电量30亿千瓦时核电电量用于代理工商业用户用电量来源。四、保障措施问题47: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?答：新能源在参与现货、中长期、辅助服务市场时，因自身报价等因素导致部分电量未能上网，不作为弃风弃光电量，不纳入新能源利用率统计与考核。

原文：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。四、保障措施案例26：甲省风电场A装机容量10万千瓦，在实时市场报价时第一段0~3万千瓦报价0.08元/度，第二段3~6万千瓦报价0.16元/度，第三段6~10万千瓦报价0.26元/度，某时刻市场出清电力6万千瓦，预测发电能力7万千瓦。

该1万千瓦不计为弃风电量，风电场A站利用率为100%。案例27：乙省风电场B装机容量5万千瓦，风电场C装机容量10万千瓦，参与现货市场时，风电场B报价0元/度风电场C报价0元/度。风电场B所在节点B出清价格、风电场C所在节点C出清价格分别为-0.02元/度、-0.035元/度，最终风电场B中标电力4万千瓦，风电场C中标电力0千瓦。则风电场B、风电场C利用率均为100%。四、保障措施案例28：丙省风电场D装机容量8万千瓦，某时刻参与现货市场出清电力4万千瓦，参与备用市场出清电力1万千瓦，预测发电能力5万千瓦，最终风电场D备用容量未被实际调用，该1万千瓦不计为弃风电量，风电场D利用率为100%。问题48:目前各地有哪些不当干预电力市场行为需要纠正?答：党的二十届三中全会明确要求，完善主要由市场供求关系决定要素价格机制，防止政府对价格形成的不当干

预。不当干预电力市场的典型表现主要包括：违规、变相定价，组织专场交易对特定用户实施优惠电价，人为调

整市场交易结果和用户电费，违规干预代理购