发改委、能源局：新能源全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成！

2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》；

充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，深化新能源上网电价市场化改革，大力推动新能源高质量发展。

通知表示，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。

通知指出，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。

2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。

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，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。

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

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。

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)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。

(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。

（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

2025年1月27日

（声明：新闻来源丨国家发改委官网，版权归作者所有，如有侵权，请联系删除，谢谢‍

二、培训内容

第一部分：新能源项目投资开发及政策解读与风险控制

（一）新能源项目投资开发及政策解读

1.《中华人民共和国能源法》解读

2.国家能源局《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》

3.新型电力经营主体的定义与创新模式

4.国家发展改革委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》

5.国家发改委：以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设

6.EOD模式应用于生态修复——采煤、油田、采气

7.《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》

8.山东： 2030年起新增风光发电项目全面入市

9.上海：启动海上光伏项目竞配，首轮规模不低于1G

10.风电、光伏、储能等领域专项政策解析

（二）光伏发电项目市场开发及案例分享

1.我国太阳能资源的分布

2.分布式光伏及其特点

（1）分布式户用光伏及特点

（2）分布式工商业光伏及特点

（3）分布式工商光伏的应用场景

3.集中式光伏及其特点

（1）集中式户用光伏及特点

（2）集中式光伏的案例分享

（3）农光互补光伏电站案例分享

（4）与光互补光伏电站案例分享

4.太阳能光伏电站的成本

（1）光伏电站的成本构成

（2）工商业光伏建设的初始成本

（3）案例分享：工业园区工商业光伏投资经济性分析

5.太阳能光伏电站的开发流程

（1）光伏电站的成本构成

（2）工商业光伏建设的初始成本

6.产业+太阳能光伏电站的开发及案例

（1）政府对产业+光伏的政策支持

（2）产业+光伏的案例分享

（三）风力发电项目市场开发及案例分享

1.我国风电资源的分布

（1）我国陆地风电资源分布

（2）海上风电资源及其开发

（3）风力发电的投资及市场分析

2.陆地风电及其特点

（1）平原风电及特点

（2）山地风电场及特点

（3）分散式风电——千乡万村驭风行动

（4）河南：鼓励土地入股！河南分散式风电出新政策了

（5）山西：35万千瓦，山西第二批驭风行动助力乡村振兴试点项目公布

3.海上风电及其特点

（1）海上风电及特点

（2）浅海风电与滩涂风电

（3）深海风电与远海风电

（4）海上风电的潜力及市场地位

（5）海上风电开发的难度与挑战

（6）海上风电项目五大风险解析及应对措施

（7）海上风电项目案例分享

4.风力发电项目的成本

（1）风电项目的成本构成

（2）风电项目建设的初始成本

（3）案例分享：风力发电项目的投资经济性分析

5.风力发电项目的开发流程

（1）光伏电站的成本构成

（2）工商业光伏建设的初始成本

（四）储能与氢能源的开发与前景

1.新型储能项目开发的背景与意义

（1）新型储能电站开发的背景

（2）新型储能电站开发的价值

（3）储能电站的主要盈利模式

（4）峰谷电价与峰谷电价套利

（5）储能电站的基本构成与投资成本

2.新型储能的原理与分类

（1）物理储能——抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能

（2）电池储能——超级电容、超导储能、电感储能

（3）化学储能——电池储能、燃料电池、化学反应储能

3.储能电站的产业链及应用

（1）储能电站的产业链

（2）电网侧储能

（3）电网侧储能

（4）用户侧储能

4.对储能电站的的技术与市场的展望

（1）固态电池

（2）液流全钒电池

（3）氢储能

5.氢能源及其在新能源开发的作用

（1）氢能源的应用场景

（2）液态阳光——氢基氨醇——助力光伏风电消纳

（五）新能源项目投资决策与评估

1.市场调研与资源评估

（1）市场需求分析与预测

（2）太阳能光伏资源评估

（3）企业开发光伏风电项目取得开发权的方式

（4）案例分享：某光伏电站资源评估与市场调研实践

2.技术可行性与经济可行性分析

（1）技术成熟度与适应性评估

（2）投资成本与收益预测

（3）新能源开发的主要商业模式

（4）案例分享：某储能项目技术经济可行性分析过程

（六）新能源项目投资开发风险控制

1.风险识别与分类

（1）市场风险、技术风险、政策风险、自然风险

（2）案例分享：某新能源项目因政策变动导致的风险事件

2.风险控制策略与措施

（1）风险规避与减轻策略

（2）风险转移与接受方法

（3）案例分享：投资75亿元的1GW水面光伏被拆了，水面光伏

（4）案例分享：原规划6000亩，只拿到2000亩土地开发权

（七）新能源项目投融资风险管理

1.投融资模式与选择

（1）股权融资、债权融资、混合融资等模式介绍

（2）融资成本与效益评估方法

（3）新能源项目的融资租赁

（4）案例分享：某新能源项目融资模式选择与风险防控

2.项目融资结构设计

（1）融资方案设计原则与要点

（2）融资风险识别与防控措施

（3）案例分享：某储能项目融资结构设计实践

第二部分：新能源（光伏风电）EPC项目市场开发与风险控制

一、新能源EPC项目市场开发概述

1. EPC模式介绍

（1）EPC模式定义、特点及优势

（2）在新能源项目中的应用场景

2.市场开发策略与规划

（1）目标市场定位与需求分析

（2）竞争对手分析与市场定位

（3）新能源项目市场开发的定位与角色认知

（4）案例分享：某光伏EPC项目市场开发策略与规划

3.传统工程施工企业如何向新能源EPC转型

（1）转型新能源EPC的机遇与挑战

（2）如何选择新能源的细分市场——前景、专业跨度、资源

（3）打造新能源的生产性服务业新业态

（4）推动新能源的投建营一体化

（5）案例分享：某央企转型海上风电的案例分享

（二）新能源EPC项目市场开发流程

1.项目信息获取与筛选

（1）信息来源与筛选标准

（2）识别新能源项目的潜在客户

（3）能源投资的国家队——两网、五大六小、地方能源国企

（4）新能源项目市场拓展的途径与渠道

（5）新能源项目市场开发的竞争对手

（6）相关方合作关系的选择与维护

（7）新能源项目的联合体模式与风险控制

（8）项目可行性初步评估方法

（9）案例分享：某风电EPC项目信息获取与筛选实践

2.项目投标与合同签订

（1）新能源EPC项目的价格策略

（2）清单总价与施工图总价

（3）新能源的固定总价——大EPC小EPC

（4）2024年光伏风电大小EPC的中标价

（5）光伏组件风电设备的价格变化趋势

（6）新能源EPC项目的盈利能力分析

（7）投标文件编制要点与技巧

（8）合同谈判与签订流程

（9）案例分享：新能源EPC固定总价案例

（三）新能源EPC项目EPC模式及特征

1.新能源EPC项目的模式

（1）光伏风电EPC项目的的特征

（2）新能源EPC项目的现状

（3）新能源项目采用EPC模式的有点及缺陷

（4）案例分享：某新能源EPC项目的案例

2.新能源EPC项目的变异模式及其风险

（1）新能源项目的F+EPC模式

（2）新能源项目的EPC+O模式

（3）新能源项目的社会投资人+EPC

（4）新能源项目的F+EPC+O模式

（5）案例分享：某光伏EPC项目EPC案例

（四）新能源EPC项目设计管理与限额设计

1.新能源EPC项目的设计管理

（1）设计与成本的关系及成本构成

（2）设计任务书编制与审查

（3）设计计划的编制与审查

（4）施工图设计的审查

（5）引入设计监理制度

（6）案例分享：某新能源EPC项目的施工图设计审查案例

2.新能源EPC项目的限额设计

（1）初设概算控制下的限额设计的优化

（2）限额设计要落实到设备选型

（3）限额设计与工序设计和工艺设计

（4）案例分享：某风电EPC项目设计案例

3.新能源EPC项目的联合体的设计

（1）联合体EPC项目的现状

（2）联合体各方的责任义务

（3）联合体内部的合同约束

（4）案例分享：某新能源EPC项目限额设计与总价合同

（五）新能源EPC项目的投标风险管理

1.新能源EPC项目投标风险因素

（1）技术风险——设备选型、布局、电网接入

（2）市场风险——市场需求、竞争、政策调整

（3）合同风险——合同条款、合同纠纷处理

（4）财务风险——项目预算、融资、资金链

（5）法律与合规风险——环保、土地、税收

（6）供应链风险——采购、运输、库存管理

2.新能源EPC项目投标风险管理

（1）技术风险管理——技术论证、设备选型、工艺控制

（2）市场风险管理——市场调研、政策评估、竞争对手分析

（3）合同风险管理——合同约定明确、变更、索赔管理

（4）财务风险管理——资金成本、资金链计划

（5）合规合法风险管理——标前合规性审查、合规培训

（6）案例分享：光伏EPC风险管理案例

（六）新能源项目的供应链管理

1.新能源项目供应链的特点——多方参与、流程复杂、风险多样

2.最新的光伏与风电设备的价格及变化趋势

3.小EPC合同条件下的加工设备的风险

4.大EPC合同条件下的采购管理的风险

5.新能源项目供应链管理的关键要素

6.优化新能源项目供应链的策略

7.案例分享：某风电EPC项目设备采购索赔案例

（七）新能源EPC项目市场开发案例分享

1.国内市场开发案例

（1）某光伏EPC项目国内市场开发经验分享

（2）面临的挑战与解决方案

（3）案例分享：某光伏企业EPC项目国内市场开拓案例

2.国际市场开发案例

（1）某风电EPC项目国际市场开发经验分享

（2）跨文化沟通与协作技巧

（3）案例分享：某风电EPC项目国际市场开拓与风险管理

二、培训对象

各地政府行政主管部门、新能源公司、设计院、EPC 施工企业、电力设备企业等；能源投资公司和经济开发区有关负责人；光伏太阳能储能充电企业负责技术、设计、施工和运维、市场开发专业人员。各业主单位从事新能源投资项目管理、工程项目建设、开发等相关部门人员。

三、拟邀专家

拟邀请新能源领域知名专家现场授课。

四、时间地点

2025年03月13日—03月16日 成都市 （13日全天报到）

2025年04月10日—04月13日 长沙市 （10日全天报到）

2025年05月15日—05月18日 武汉市 （15日全天报到）

六、收费标准

A.3980元/人（含培训、资料、电子课件、场地及培训期间午餐、结业证书等），住宿统一安排，费用自理。

B.5980元/人（含培训、资料、电子课件、场地、一项岗位证书及培训期间午餐），住宿统一安排，费用自理。证书由我会颁发《工程总承包项目经理》或《合同经理》或《设计经理》。所需资料:二寸蓝底免冠彩色照片、身份证正反面、学历证书复印件等电子版材料。

C.28000元/单位，同步直播，单位投屏播放，统一观看，不限人数，提供电子课件，支持在线提问。

D.40000元/天，根据实际需求，个性化定制课程内容，委派专家赴政府、国有企业进行内部培训（含课酬、专家与助教交通费、资料费等，培训场地由受训单位提供）。

E.50000元/单位，单期会议不限参会人数。

七、联系方式：

联系人：唐老师 19930887343（同微信）