9月30日，四川省發(fā)改委印發(fā)《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》。

存量項目

機制電量：存量集中式新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目）年度機制電量上限規(guī)模按照現(xiàn)行新能源項目優(yōu)先電量規(guī)模（風(fēng)電400小時，光伏300小時）確定，其中存量集中式扶貧新能源項目機制電量按實際上網(wǎng)電量確定。存量集中式新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目）2025年機制電量參照《2025年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的原則進(jìn)行分解，2026年起機制電量的分解結(jié)合年度電力電量平衡方案，原則上平均分解至12個月。存量分布式光伏和分散式風(fēng)電項目機制電量原則上按實際上網(wǎng)電量確定。

機制電價：存量新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目）機制電價按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執(zhí)行。

執(zhí)行期限：存量新能源項目機制電量和電價自本方案印發(fā)次月起執(zhí)行，機制執(zhí)行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)日期和投產(chǎn)滿20年對應(yīng)日期的較早者確定。

甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目（調(diào)度名：興川）枯、平水期各月機制電量規(guī)模按照實際上網(wǎng)電量確定，豐水期不設(shè)機制電量。機制執(zhí)行期限內(nèi)不可自行調(diào)整或選擇退出。機制電價及機制執(zhí)行期限按照競爭性配置相關(guān)政策執(zhí)行。

增量項目

機制電量：針對風(fēng)電、光伏分別確定增量新能源項目機制電量，為確保政策平穩(wěn)過渡，2025年、2026年全省增量新能源項目機制電量年度競價總規(guī)模，按存量項目優(yōu)先利用小時數(shù)和增量裝機規(guī)模確定，各增量新能源項目年度機制電量通過競價形成。單個新能源項目申報電量規(guī)模不高于其發(fā)電能力的80%，并結(jié)合可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制情況調(diào)整。

機制電價：考慮政策銜接，2025年、2026年增量新能源項目競價上下限分別按0.4012元/千瓦時、0.2元/千瓦時確定。后續(xù)年度競價上下限水平另行明確。

執(zhí)行期限：增量新能源項目機制電量和電價自省發(fā)展改革委、省能源局公布競價結(jié)果次月起執(zhí)行，其中未投產(chǎn)項目自項目申報的投產(chǎn)時間次月起執(zhí)行，執(zhí)行期限12年。

增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區(qū)分風(fēng)電、光伏開展競價，若參與競價申報的同類型不同法人競價項目不足3個，該類型新能源項目當(dāng)年暫不組織競價。

具體見下：

各市（州）發(fā)展改革委（能源局、辦）、電力運行主管部門，國網(wǎng)四川省電力公司，四川電力交易中心有限公司，地方電網(wǎng)企業(yè)，各市場主體：

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），結(jié)合我省實際，省發(fā)展改革委、省能源局研究制定了《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，現(xiàn)印發(fā)你們，請抓好貫徹執(zhí)行。

四川省發(fā)展和改革委員會 四川省能源局

2025年9月29日

四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，統(tǒng)籌能源安全保障與綠色低碳發(fā)展，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），結(jié)合我省實際制定本實施方案。

一、總體目標(biāo)

堅持市場化改革方向，建立適應(yīng)四川新能源發(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，推動風(fēng)電、光伏新能源上網(wǎng)電量全面參與電力市場交易，確保2025年底前實現(xiàn)新能源上網(wǎng)電價全面市場化，促進(jìn)新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

二、基本原則

堅持深化改革。進(jìn)一步深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，新能源項目（包括集中式光伏、分布式光伏、集中式風(fēng)電、分散式風(fēng)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。

堅持分類施策。針對新能源存量和增量項目分類施策，綜合考慮經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要和電力用戶承受能力，保障存量項目合理利益，促進(jìn)增量項目公平競爭，更好發(fā)揮市場作用，確保改革平穩(wěn)推進(jìn)。

堅持統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。加強與電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場機制的銜接，強化與新型儲能、虛擬電廠、綠電綠證交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電等政策的協(xié)同，做好與其他類型電源價格機制的協(xié)調(diào)，推動新型電力系統(tǒng)建設(shè)。

三、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網(wǎng)電量參與市場交易。

國網(wǎng)四川省電力公司（以下簡稱“國網(wǎng)四川電力”）、地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)供區(qū)內(nèi)新能源項目，上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場，上網(wǎng)電價全部通過市場交易形成。

（二）建立健全電力現(xiàn)貨市場交易和價格機制。

建立“多電源參與、全電量優(yōu)化、全水期覆蓋”的電力現(xiàn)貨市場。推動新能源公平參與實時市場、自愿參與日前市場，日前市場出清不結(jié)算。具備條件的集中式新能源項目“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，具備條件的分布式光伏或分散式風(fēng)電項目可直接“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，也可聚合后“報量報價”或“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場。不具備條件的新能源項目以“不報量不報價”的方式作為現(xiàn)貨市場價格接受者。適時建立節(jié)點邊際電價機制，現(xiàn)貨市場價格上限綜合考慮我省工商業(yè)用戶尖峰電價水平、邊際機組變動成本、用戶承受能力等因素確定，價格下限綜合考慮新能源在電力市場外可獲得的財政補貼、綠色環(huán)境價值、碳交易市場等其他收益確定。完善分時電價機制，動態(tài)調(diào)整峰谷時段劃分。

（三）完善電力中長期市場交易和價格機制。

縮短中長期市場交易周期，進(jìn)一步提高交易頻次，實現(xiàn)逐日開市?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行前，新能源項目全電量參與中長期交易?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后，機制電量初期由電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶與新能源項目按年度簽訂中長期合同，合同價格為中長期結(jié)算參考點價格。電力市場供需雙方可結(jié)合新能源出力特點，合理確定機制電量外其他電量中長期合同的量價、交易曲線等內(nèi)容并靈活調(diào)整。探索新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風(fēng)險，形成穩(wěn)定供求關(guān)系。建立健全分布式光伏和分散式風(fēng)電項目參與中長期市場交易規(guī)則，加強分布式聚合商監(jiān)督管理。

（四）完善電力輔助服務(wù)市場價格機制。

完善省內(nèi)輔助服務(wù)市場品種，健全調(diào)頻輔助服務(wù)市場，建立備用輔助服務(wù)市場，鼓勵新能源參與輔助服務(wù)市場?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后，調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場費用分?jǐn)傊黧w和分?jǐn)偡绞桨次沂‰娏o助服務(wù)市場相關(guān)規(guī)則執(zhí)行，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分?jǐn)偂?/p>

四、建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制

（五）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。對納入機制的電量（以下簡稱“機制電量”），由電網(wǎng)企業(yè)按照可持續(xù)發(fā)展價格（以下簡稱“機制電價”）與市場交易均價之差開展差價結(jié)算（差價為負(fù)數(shù)時，在發(fā)電企業(yè)市場化結(jié)算費用中作相應(yīng)扣除）?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后，初期機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算。新能源項目法人依規(guī)完成變更手續(xù)的，不影響可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制執(zhí)行。

電網(wǎng)企業(yè)每月對機制電量開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用，并以“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目列示，由全省工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒恚ú缓貐^(qū)留存電量、棄水電量消納、原低價區(qū)當(dāng)?shù)匦∷姳Ｕ想娏浚娋W(wǎng)企業(yè)相應(yīng)完善代理購電公告信息。機制電量差價結(jié)算中的市場交易均價，在我省現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行前，根據(jù)省內(nèi)當(dāng)月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價確定；現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后，根據(jù)同類型（分為光伏、風(fēng)電，下同）發(fā)電項目結(jié)算采用的實時市場價格按月加權(quán)確定。省發(fā)展改革委根據(jù)現(xiàn)貨市場建設(shè)情況適時調(diào)整市場交易均價確定方式。

如新能源項目月度實際上網(wǎng)電量低于當(dāng)月分解的機制電量，按實際上網(wǎng)電量結(jié)算，剩余的機制電量在年內(nèi)后續(xù)月份逐月滾動清算。若年底仍未達(dá)到年度機制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再開展機制電量差價結(jié)算，不跨年滾動清算。

（六）存量新能源項目機制電量、電價和執(zhí)行期限。

存量新能源項目是指2025年6月1日前投產(chǎn)的新能源項目。

1.機制電量

存量集中式新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目）年度機制電量上限規(guī)模按照現(xiàn)行新能源項目優(yōu)先電量規(guī)模（風(fēng)電400小時，光伏300小時）確定，其中存量集中式扶貧新能源項目機制電量按實際上網(wǎng)電量確定。存量集中式新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目）2025年機制電量參照《2025年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的原則進(jìn)行分解，2026年起機制電量的分解結(jié)合年度電力電量平衡方案，原則上平均分解至12個月。存量分布式光伏和分散式風(fēng)電項目機制電量原則上按實際上網(wǎng)電量確定。

2.機制電價

存量新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目）機制電價按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執(zhí)行。

3.執(zhí)行期限

存量新能源項目機制電量和電價自本方案印發(fā)次月起執(zhí)行，機制執(zhí)行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)日期和投產(chǎn)滿20年對應(yīng)日期的較早者確定。

甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目（調(diào)度名：興川）枯、平水期各月機制電量規(guī)模按照實際上網(wǎng)電量確定，豐水期不設(shè)機制電量。機制執(zhí)行期限內(nèi)不可自行調(diào)整或選擇退出。機制電價及機制執(zhí)行期限按照競爭性配置相關(guān)政策執(zhí)行。

存量集中式新能源項目年度機制電量上限規(guī)模信息另文明確。存量分布式和分散式新能源項目信息通過“新能源云”服務(wù)平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”APP、95598網(wǎng)站進(jìn)行公布，各電網(wǎng)企業(yè)同步在官方網(wǎng)站和APP進(jìn)行公布。在年度機制電量上限范圍內(nèi)，新能源項目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目、存量扶貧光伏項目、存量分布式光伏項目、存量分散式風(fēng)電項目）每年11月底前自主確定次年機制電量規(guī)模，次年機制電量規(guī)模不得高于當(dāng)年，機制執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。自愿退出的新能源項目，應(yīng)提前15個工作日向所在電網(wǎng)企業(yè)申請，申請退出后次月起不再執(zhí)行機制電量、電價相關(guān)政策。新能源項目機制執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。鼓勵新能源項目通過設(shè)備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。

（七）增量新能源項目機制電量、電價和執(zhí)行期限。

增量新能源項目是指2025年6月1日及以后投產(chǎn)的新能源項目。增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區(qū)分風(fēng)電、光伏開展競價，若參與競價申報的同類型不同法人競價項目不足3個，該類型新能源項目當(dāng)年暫不組織競價。

1.機制電量競價規(guī)模

增量新能源項目機制電量年度總規(guī)模綜合當(dāng)年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數(shù)、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況等因素確定。針對風(fēng)電、光伏分別確定增量新能源項目機制電量，為確保政策平穩(wěn)過渡，2025年、2026年全省增量新能源項目機制電量年度競價總規(guī)模，按存量項目優(yōu)先利用小時數(shù)和增量裝機規(guī)模確定，各增量新能源項目年度機制電量通過競價形成。單個新能源項目申報電量規(guī)模不高于其發(fā)電能力的80%，并結(jié)合可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制情況調(diào)整。集中式新能源項目發(fā)電能力按項目核準(zhǔn)（備案）多年平均發(fā)電量（若無多年平均發(fā)電量，則按多年平均利用小時數(shù)×核準(zhǔn)或備案裝機容量確定，下同）確定，項目核準(zhǔn)（備案）中無多年平均發(fā)電量、多年平均利用小時數(shù)等信息的，集中式風(fēng)電項目按項目申請報告評審意見（若無，按項目申請報告）的多年平均發(fā)電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發(fā)電量確定；分散式風(fēng)電、分布式光伏項目發(fā)電能力按項目所在市（州）近3年（過去3個自然年，下同）單位裝機年平均上網(wǎng)電量（區(qū)分全額上網(wǎng)或余電上網(wǎng)模式）和項目裝機容量確定。

納入機制的增量新能源項目，2025年機制電量參照《2025年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的原則進(jìn)行分解，2026年起機制電量結(jié)合年度電力電量平衡方案，原則上平均分解至12個月。

2.機制電價競價上下限

建立新能源項目發(fā)電成本常態(tài)化調(diào)查制度，根據(jù)項目合理成本收益、綠色環(huán)境價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、技術(shù)發(fā)展等因素合理確定競價上下限?？紤]政策銜接，2025年、2026年增量新能源項目競價上下限分別按0.4012元/千瓦時、0.2元/千瓦時確定。后續(xù)年度競價上下限水平另行明確。

3.執(zhí)行期限

增量新能源項目機制電量和電價自省發(fā)展改革委、省能源局公布競價結(jié)果次月起執(zhí)行，其中未投產(chǎn)項目自項目申報的投產(chǎn)時間次月起執(zhí)行，執(zhí)行期限12年。

新能源項目每年11月底前自主確定次年機制電量規(guī)模，次年機制電量規(guī)模不得高于當(dāng)年，機制執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目機制執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。項目實際投產(chǎn)時間較競價申報投產(chǎn)時間延遲不超過6個月的，實際投產(chǎn)日期當(dāng)月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續(xù)月份；延遲超過6個月的，該項目當(dāng)次競價入選結(jié)果作廢，且3年內(nèi)不得參與競價。在川能源企業(yè)要加強下級企業(yè)管理，避免延期投產(chǎn)的情況出現(xiàn)。

五、強化政策銜接協(xié)同

（八）強化與新能源發(fā)展規(guī)劃政策協(xié)同。

加強電網(wǎng)和電源規(guī)劃統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、網(wǎng)源建設(shè)銜接，保障新能源項目和配套送出工程同步規(guī)劃、同步建設(shè)、同步投運。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標(biāo)準(zhǔn)，按照原有規(guī)定執(zhí)行。新能源參與市場后因自身報量報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，各地不得以強制或變相自愿配套產(chǎn)業(yè)、化解債務(wù)、收取資源稅（費）、約定電價分成等任何形式增加新能源項目非技術(shù)性投資和運營成本。

（九）強化與儲能發(fā)展政策協(xié)同。

取消新能源項目強制配儲（包含配建和租賃）相關(guān)規(guī)定，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件，通過釋放電力市場電價信號，引導(dǎo)新能源項目科學(xué)合理配置儲能。對于已簽訂儲能租賃合同（協(xié)議）的，按雙方約定等妥善處理，合同（協(xié)議）變更后應(yīng)及時變更備案信息。

按照省發(fā)展改革委、省能源局《關(guān)于促進(jìn)新型儲能積極健康發(fā)展的通知》（川發(fā)改能源〔2024〕665號）要求配儲的新能源項目，銜接原優(yōu)先電量政策，給予機制電量支持。對2025年6月1日前簽訂儲能租賃合同（協(xié)議）并在省能源局或電力交易平臺備案的存量新能源項目，且相關(guān)儲能項目在2025年12月31日前建成并網(wǎng)（以調(diào)度機構(gòu)出具的首次并網(wǎng)時間證明為準(zhǔn)），給予36個月機制電量政策支持，6月1日前建成并網(wǎng)的，自6月1日起執(zhí)行，并扣除該項目已支持原優(yōu)先電量的對應(yīng)月數(shù)；6月1日后建成并網(wǎng)的，自儲能項目建成并網(wǎng)次月起執(zhí)行，并扣除該項目已支持原優(yōu)先電量的對應(yīng)月數(shù)。對電源側(cè)配建儲能的存量新能源項目，自儲能設(shè)施建成并網(wǎng)次月至電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行前，給予每月機制電量支持。上述配儲的新能源項目月度支持機制電量，2025年參照《2025年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的支持小時數(shù)和分解原則確定，2026年起按12.5小時確定。

通過租賃儲能和電源側(cè)配建儲能綜合滿足以上要求的存量新能源項目，按租賃和電源側(cè)配建儲能容量占項目10%裝機容量的比例折算每月支持的機制電量，并按上述期限分別執(zhí)行，單個存量新能源項目每月支持的機制電量上限，2025年參照《2025年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的支持小時數(shù)和分解原則確定，2026年起按12.5小時確定。

推動實現(xiàn)新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，利用儲能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效利用。

（十）強化與電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度銜接。

新能源全部進(jìn)入電力市場后，電網(wǎng)企業(yè)代理居民農(nóng)業(yè)和工商業(yè)用戶購電的電量來源缺口部分，通過市場化采購方式保障。作為價格接受者參與電力市場的分布式光伏和分散式風(fēng)電項目，現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行前，其上網(wǎng)電量按省內(nèi)當(dāng)月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價結(jié)算。

（十一）加強地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)相關(guān)政策銜接。

地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)余電上網(wǎng)價格，現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行前，按照省內(nèi)當(dāng)月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價確定；現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后，按照上網(wǎng)所在并網(wǎng)點實時市場出清價格確定。地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)網(wǎng)內(nèi)新能源項目機制電量差價結(jié)算費用通過網(wǎng)間電費結(jié)算傳導(dǎo)，納入系統(tǒng)運行費用。

（十二）強化與綠電綠證交易政策協(xié)同。

省內(nèi)綠電交易不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。綠電交易申報和成交價格應(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格。綠電交易的綠證收益，按照合同電量、扣除機制電量后剩余上網(wǎng)電量以及電力用戶綠電交易實際結(jié)算電量三者取小值確定。探索建立多年期綠電合同簽訂機制，引導(dǎo)新能源發(fā)電企業(yè)根據(jù)機制外電量發(fā)電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復(fù)獲得綠證收益。

六、保障措施

（十三）凝聚改革共識。

各地價格、能源、電力運行主管部門要深刻領(lǐng)會新能源上網(wǎng)電價市場化改革精神，會同電網(wǎng)企業(yè)、市場運營機構(gòu)加強政策宣傳解讀，幫助企業(yè)熟悉電力市場規(guī)則，及時回應(yīng)社會關(guān)切，增進(jìn)各方理解和支持。市場主體要充分認(rèn)識改革重要意義，不斷凝聚以改革推動新能源高質(zhì)量發(fā)展、促進(jìn)新型電力系統(tǒng)建設(shè)、加快全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)的共識。

（十四）強化政策執(zhí)行。

國網(wǎng)四川電力要加快建設(shè)機制電量和電價競價系統(tǒng)，各電網(wǎng)企業(yè)按要求做好競價組織、相關(guān)差價結(jié)算協(xié)議（合同）簽訂、新能源項目上網(wǎng)電費和差價電費結(jié)算等工作，對機制電量和電價執(zhí)行情況單獨歸集，并按月做好相關(guān)信息公開。市場主體要自覺維護(hù)電力市場秩序，依法合規(guī)參與電力市場交易和機制電量電價競價。市場運營機構(gòu)要強化交易組織，按規(guī)定及時披露各類型新能源發(fā)電項目市場交易價格等信息。

（十五）建立常態(tài)化調(diào)查制度。

統(tǒng)籌考慮各類電源發(fā)電特性、技術(shù)革新等因素，建立發(fā)電和儲能等成本常態(tài)化調(diào)查制度，區(qū)分機組類型，對發(fā)電項目固定成本、變動成本、啟停成本等開展調(diào)查，為合理確定電力市場限價范圍、機制電量電價競價限價區(qū)間、執(zhí)行期限等提供數(shù)據(jù)支撐。

（十六）加強風(fēng)險防控。

配合國家能源局派出機構(gòu)加強市場行為監(jiān)管，保障新能源項目公平參與交易，促進(jìn)電力市場平穩(wěn)運行。電網(wǎng)企業(yè)、市場運營機構(gòu)要密切跟蹤電力市場和新能源交易價格，每月評估分析市場交易價格水平、波動情況，及時發(fā)現(xiàn)苗頭性、傾向性、潛在性問題，提出針對性措施建議，并向省發(fā)展改革委、省能源局報告，對操縱市場價格、串通報價等擾亂市場秩序行為，依法依規(guī)予以嚴(yán)肅處理，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革平穩(wěn)有序推進(jìn)。

（十七）做好跟蹤評估。

省發(fā)展改革委、省能源局會同相關(guān)部門（單位）密切跟蹤電力市場運行情況、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，組織力量系統(tǒng)評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面影響，及時總結(jié)改革成效，不斷完善政策措施、優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導(dǎo)作用。適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制進(jìn)行評估優(yōu)化，條件成熟時擇機退出。

本方案自印發(fā)之日起執(zhí)行，現(xiàn)行政策與本方案不符的，以本方案規(guī)定為準(zhǔn)。國家和省政策如有調(diào)整，從其規(guī)定。執(zhí)行過程中遇到問題，請及時報告省發(fā)展改革委、省能源局。

附件:

1.四川省增量新能源項目機制電量電價競價細(xì)則

2.四川省新能源項目機制電量結(jié)算細(xì)則

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，近日，四川省發(fā)展和改革委員會、四川省能源局印發(fā)了《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》（以下簡稱《實施方案》）。

一、《實施方案》出臺背景

今年2月5日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），明確所有新能源項目上網(wǎng)電量全部進(jìn)入電力市場，并建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展。省發(fā)展改革委會同省能源局按照國家改革思路，在系統(tǒng)研究全省電源電網(wǎng)發(fā)展、電力市場建設(shè)情況以及開展新能源項目成本調(diào)查基礎(chǔ)上，制定了《實施方案》。

二、《實施方案》的主要內(nèi)容

《實施方案》主要內(nèi)容包括五個方面:

一是新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。所有新能源項目（含分散式風(fēng)電、分布式光伏）上網(wǎng)電量全部進(jìn)入電力市場，進(jìn)行市場化交易，不再執(zhí)行政府定價。集中式光伏、風(fēng)電直接參與市場交易，鼓勵分布式光伏、分散式風(fēng)電作為獨立的經(jīng)營主體直接或聚合后參與市場交易，也可作為價格接受者參與市場交易。

二是建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。在項目自身通過市場交易形成價格的基礎(chǔ)上，對其納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量（以下簡稱“機制電量”），按照可持續(xù)發(fā)展價格（以下簡稱“機制電價”）與電力市場交易均價之間差價進(jìn)行“多退少補”，差價結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用由全省工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>

三是分類施策確定機制電量與機制電價。考慮不同時期新能源建設(shè)成本和政策差異，區(qū)分存量項目（2025年6月1日前投產(chǎn)項目）和增量項目（2025年6月1日及以后投產(chǎn)項目），分別確定機制電量規(guī)模和機制電價水平。

四是強化政策協(xié)同促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展。強化與電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場規(guī)則協(xié)同。強化與新能源發(fā)展規(guī)劃政策、儲能發(fā)展政策、電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度、地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)政策、綠電綠證交易政策協(xié)同。

五是做好改革措施落地落實保障。強化政策執(zhí)行，建立常態(tài)化調(diào)查制度，加強風(fēng)險防控，及時總結(jié)改革成效，不斷完善政策措施、優(yōu)化政策實施。適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制進(jìn)行評估優(yōu)化。

三、相關(guān)算例（以下算例為假設(shè)情形，且未涵蓋所有計算情況，執(zhí)行中以競價、市場交易等實際數(shù)據(jù)計算結(jié)果為準(zhǔn)）

（一）電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后存量分布式新能源項目

某分布式全額上網(wǎng)光伏項目，裝機容量1000千瓦，2018年5月投產(chǎn)，全生命周期合理利用小時數(shù)為26000小時，作為價格接受者參與市場。截至2035年7月，該新能源項目已累計發(fā)電2590萬千瓦時，2035年8月發(fā)電量15萬千瓦時。

2035年8月該項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價0.15元/千瓦時，全省光伏項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價0.13元/千瓦時。

1.2035年8月機制電量差價結(jié)算電費

截至2035年7月，該項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)=（裝機容量×全生命周期合理利用小時數(shù)－累計發(fā)電量）/裝機容量=100小時，8月發(fā)電利用小時數(shù)=8月發(fā)電量/裝機容量=150小時，該項目在8月達(dá)到全生命周期合理利用小時數(shù)，機制執(zhí)行期限按全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年限和投產(chǎn)滿20年（2038年5月）中的較早者確定，所以該項目機制執(zhí)行截止時間為2035年8月，8月月度機制電量不超過當(dāng)月剩余剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)電量，為10萬千瓦時。

差價結(jié)算電量=Min（實際上網(wǎng)電量，月度機制電量）=Min（15萬千瓦時，10萬千瓦時）=10萬千瓦時

差價結(jié)算電費=差價結(jié)算電量×（機制電價－全省光伏項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價）=2.712萬元

2.2035年8月市場化交易電費

該項目當(dāng)月上網(wǎng)電量接受實時市場價格，市場化交易電費=上網(wǎng)電量×該項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價=2.25萬元。

3.2035年8月總電費

該項目8月總電費=差價結(jié)算電費+市場化交易電費=4.962萬元。

（二）電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行前增量集中式新能源項目

某增量集中式光伏項目競得機制電價0.37元/千瓦時，申報投產(chǎn)時間2025年10月，實際投產(chǎn)時間2025年11月，12月機制電量規(guī)模600萬千瓦時，實際上網(wǎng)電量為800萬千瓦時。

該項目直接參與市場交易，12月簽訂中長期常規(guī)直購合同電量450萬千瓦時，合同電價0.34元/千瓦時，綠電合同電量300萬千瓦時，電能量價格0.36元/千瓦時，綠證價格0.01元/千瓦時。簽約用戶12月綠電交易實際結(jié)算電量280萬千瓦時。

2025年12月省內(nèi)月度月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價為0.35元/千瓦時。

1.2025年12月機制電量差價結(jié)算電費

該項目投產(chǎn)時間晚于申報時間，則2025年11月機制電量失效，機制電量執(zhí)行起始時間為2025年12月。

差價結(jié)算電量=Min（實際上網(wǎng)電量，月度機制電量）=600萬千瓦時

差價結(jié)算電費=差價結(jié)算電量×（機制電價－月度月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價）=12萬元

2.2025年12月市場化交易電費

該項目12月市場化交易電費由電能量電費和綠證電費構(gòu)成。其中：

電能量電費。中長期合同電量共計750萬千瓦時（常規(guī)直購合同電量和綠電合同電量），超發(fā)電量50萬千瓦時，超發(fā)5%以內(nèi)電量（37.5萬千瓦時）按照月度月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價結(jié)算，超發(fā)5%—10%電量（12.5萬千瓦時）按照月度月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價的0.9倍結(jié)算。

電能量電費=常規(guī)直購合同電量×常規(guī)直購合同電價+綠電合同電量×綠電合同電能量價格+超發(fā)5%以內(nèi)電量×月度月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價+超發(fā)5%—10%電量×月度月內(nèi)電能量集中交易加權(quán)均價×0.9=268.3125萬元

綠證電費。綠證結(jié)算電量=Min（當(dāng)月省內(nèi)綠電合同電量，發(fā)電企業(yè)扣除機制電量后的剩余上網(wǎng)電量，用戶綠電交易實際結(jié)算電量）=Min（300萬千瓦時，200萬千瓦時，280萬千瓦時）=200萬千瓦時

綠證電費=綠證結(jié)算電量×綠證價格=2萬元

市場交易總結(jié)算電費=電能量電費+綠證電費=270.3125萬元

3.2025年12月總電費

該項目12月總電費=差價結(jié)算電費+市場化交易電費=282.3125萬元

（三）電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行后增量集中式新能源項目

某增量集中式風(fēng)電項目競得機制電價0.35元/千瓦時，分月機制電量規(guī)模600萬千瓦時。2026年6月實際上網(wǎng)電量800萬千瓦時。

該項目直接參與市場交易，2026年6月簽訂中長期常規(guī)直購合同電量300萬千瓦時，合同電價0.14元/千瓦時，該項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價0.13元/千瓦時，中長期合同電量按中長期結(jié)算參考點實時市場價格計算的加權(quán)均價0.135元/千瓦時，全省風(fēng)電項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價0.15元/千瓦時。

1.2026年6月機制電量差價結(jié)算電費

差價結(jié)算電量=Min（實際上網(wǎng)電量，月度機制電量）=600萬千瓦時

差價結(jié)算電費=差價結(jié)算電量×（機制電價－全省風(fēng)電項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價）=120萬元

2.2026年6月市場化交易電費

市場化交易電費=實際上網(wǎng)電量×該項目結(jié)算采用的實時市場加權(quán)均價+中長期合同電量×（該項目中長期合同電價－該項目中長期合同電量按中長期結(jié)算參考點實時市場價格計算的加權(quán)均價）=105.5萬元

3.總電費計算

當(dāng)月總電費=機制電量差價電費+市場化交易電費=225.5萬元