四川“136号文”承接方案征意见：增量项目竞价区间0.2-0.4012元/kWh！执行期限12年

北极星电力市场网获悉，9月4日，四川省发展和改革委员会发布《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》公开征求意见。文件提出，推动新能源上网电量参与市场交易。国网四川省电力公司（以下简称“国网四川电力”）、地方电网、增量配电网供区内新能源项目，上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价全部通过市场交易形成。

建立“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的电力现货市场。推动新能源公平参与实时市场、自愿参与日前市场，日前市场出清不结算。具备条件的集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场，具备条件的分布式或分散式新能源可直接“报量报价”参与现货市场，也可聚合后“报量报价”或“报量不报价”参与现货市场。不具备条件的新能源项目以“不报量不报价”的方式作为现货市场价格接受者。适时建立节点边际电价机制，现货市场价格上限综合考虑我省工商业用户尖峰电价水平、边际机组变动成本、用户承受能力等因素确定，价格下限综合考虑新能源在电力市场外可获得的财政补贴、绿色环境价值、碳交易市场等其他收益确定。完善分时电价机制，动态调整峰谷时段划分。

存量新能源项目机制电量、电价和执行期限：

存量新能源项目是指2025年6月1日前投产的新能源项目。

1.机制电量

存量集中式新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）年度机制电量上限规模按照现行新能源项目优先电量规模（风电400小时，光伏300小时）确定，其中存量集中式扶贫新能源项目机制电量按实际上网电量确定。存量集中式新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）2025年机制电量参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的原则进行分解，2026年起机制电量的分解结合年度电力电量平衡方案，原则上平均分解至12个月。

2024年1月1日（不含，下同）前投产的分布式和分散式新能源项目年度机制电量上限规模按2024年上网电量确定，2024年1月1日后投产的存量分布式和分散式新能源项目机制电量上限规模，按所在市（州）2024年单位装机平均上网电量和项目截至2025年5月31日装机容量确定，其中单位装机平均上网电量区分全额上网、余电上网两种模式。分布式和分散式新能源项目年度机制电量原则上平均分解至12个月。

2.机制电价

存量新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）机制电价按现行燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行。

3.执行期限

存量新能源项目机制电量和电价自本方案印发次月起执行，机制执行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小时数对应日期和投产满20年对应日期的较早者确定。

增量新能源项目机制电量、电价和执行期限：

增量新能源项目是指2025年6月1日及以后投产的新能源项目。增量新能源项目机制电量和电价通过竞价形成，区分风电、光伏开展竞价，若参与竞价申报的同类型不同法人竞价项目不足3个，该类型新能源项目当年暂不组织竞价。

1.机制电量竞价规模

增量新能源项目机制电量年度总规模综合当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。针对风电、光伏分别确定增量新能源项目机制电量，为确保政策平稳过渡，2025年、2026年全省增量新能源项目机制电量年度竞价总规模，按存量项目优先利用小时数和增量装机规模确定，各增量新能源项目年度机制电量通过竞价形成。单个新能源项目申报电量规模不高于其发电能力的80%，并结合可持续发展价格结算机制情况调整。集中式新能源项目发电能力按项目核准（备案）多年平均发电量（若无多年平均发电量，则按多年平均利用小时数×核准或备案装机容量确定，下同）确定，项目核准（备案）中无多年平均发电量、多年平均利用小时数等信息的，按项目申请报告（风电）或可研评审意见（光伏）的多年平均发电量确定；分散式风电、分布式光伏项目发电能力按项目所在市（州）近3年（过去3个自然年，下同）单位装机平均上网电量（区分全额上网或余电上网模式）和项目装机容量确定。

纳入机制的增量新能源项目，2025年机制电量参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的原则进行分解，2026年起机制电量结合年度电力电量平衡方案，原则上平均分解至12个月。

2.机制电价竞价上下限

建立新能源项目发电成本常态化调查制度，根据项目合理成本收益、绿色环境价值、电力市场供需形势、用户承受能力、技术发展等因素合理确定竞价上下限。考虑政策衔接，2025年、2026年增量新能源项目竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定。后续年度竞价上下限水平另行明确。

3.执行期限

增量新能源项目机制电量和电价自省发展改革委、省能源局公布竞价结果次月起执行，其中未投产项目自项目申报的投产时间次月起执行，执行期限12年。

详见：

《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》公开征求意见

为加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制，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，根据《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）要求，结合我省实际，我委研究起草了《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，即日起向社会公开征求意见，欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见。

公开征求意见时间截止到2025年9月10日，意见建议电子版请反馈至邮箱scjgc2018@163.com。企事业单位反馈意见，请注明单位名称、组织代码、联系人、联系方式。个人反馈意见，请注明姓名、身份证号、联系方式。

四川省发展和改革委员会

2025年9月4日

附件：四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）.doc

四川省深化新能源上网电价市场化改革

实施方案

（征求意见稿）

为全面贯彻落实党的二十届三中全会精神，统筹能源安全保障与绿色低碳发展，深化新能源上网电价市场化改革，加快构建新型电力系统，根据国家发展改革委、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），结合我省实际制定本实施方案。

一、总体目标

坚持市场化改革方向，建立适应四川新能源发展特点的可持续发展价格结算机制，推动风电、光伏新能源电量全面参与电力市场交易，确保2025年底前实现新能源上网电价全面市场化，促进新能源行业高质量发展。

二、基本原则

坚持深化改革。进一步深化新能源上网电价市场化改革，新能源项目（包括集中式光伏、分布式光伏、集中式风电、分散式风电，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。

坚持分类施策。针对新能源存量和增量项目分类施策，综合考虑经济发展需要和电力用户承受能力，保障存量项目合理利益，促进增量项目公平竞争，更好发挥市场作用，确保改革平稳推进。

坚持统筹协调。加强与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场机制的衔接，强化与新型储能、虚拟电厂、绿电绿证交易、电网企业代理购电等政策的协同，做好与其他类型电源价格机制的协调，推动新型电力系统建设。

三、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。

国网四川省电力公司（以下简称“国网四川电力”）、地方电网、增量配电网供区内新能源项目，上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价全部通过市场交易形成。

（二）建立健全电力现货市场交易和价格机制。

建立“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的电力现货市场。推动新能源公平参与实时市场、自愿参与日前市场，日前市场出清不结算。具备条件的集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场，具备条件的分布式或分散式新能源可直接“报量报价”参与现货市场，也可聚合后“报量报价”或“报量不报价”参与现货市场。不具备条件的新能源项目以“不报量不报价”的方式作为现货市场价格接受者。适时建立节点边际电价机制，现货市场价格上限综合考虑我省工商业用户尖峰电价水平、边际机组变动成本、用户承受能力等因素确定，价格下限综合考虑新能源在电力市场外可获得的财政补贴、绿色环境价值、碳交易市场等其他收益确定。完善分时电价机制，动态调整峰谷时段划分。

（三）完善电力中长期市场交易和价格机制。

缩短中长期市场交易周期，进一步提高交易频次，实现逐日开市。现货市场连续结算试运行前，新能源项目全电量参与中长期交易。现货市场连续结算试运行后，机制电量初期由电网企业代表全体用户与新能源项目按年度签订中长期合同，合同价格为中长期结算参考点价格。电力市场供需双方可结合新能源出力特点，合理确定机制电量外其他电量中长期合同的量价、交易曲线等内容并灵活调整。探索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。建立健全分布式和分散式新能源项目参与中长期市场交易规则，加强分布式聚合商监督管理。

（四）完善电力辅助服务市场价格机制。

完善省内辅助服务市场品种，健全调频辅助服务市场，建立备用辅助服务市场，鼓励新能源参与辅助服务市场。现货市场连续结算试运行后，调频、备用等辅助服务市场费用分摊主体和分摊方式按我省电力辅助服务市场相关规则执行，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。

四、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

（五）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，在市场外建立可持续发展价格结算机制。对纳入机制的电量（以下简称“机制电量”），由电网企业按照可持续发展价格（以下简称“机制电价”）与市场交易均价之差开展差价结算（差价为负数时，在发电企业市场化结算费用中作相应扣除）。现货市场连续结算试运行后，初期机制电量不再开展其他形式的差价结算。新能源项目法人依规完成变更手续的，不影响可持续发展价格结算机制执行。

电网企业每月对机制电量开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，并以“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目列示，由全省工商业用户分摊或分享（不含藏区留存电量、弃水电量消纳、原低价区当地小水电保障电量），电网企业相应完善代理购电公告信息。机制电量差价结算中的市场交易均价，在我省现货市场连续结算试运行前，根据省内当月月度和月内电能量集中交易加权均价确定；现货市场连续结算试运行后，根据同类型（分为光伏、风电，下同）发电项目结算采用的实时市场价格按月加权确定。省发展改革委根据现货市场建设情况适时调整市场交易均价确定方式。

如新能源项目月度实际上网电量低于当月分解的机制电量，按实际上网电量结算，剩余的机制电量在年内后续月份逐月滚动清算。若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再开展机制电量差价结算，不跨年滚动清算。

(六)存量新能源项目机制电量、电价和执行期限。

存量新能源项目是指2025年6月1日前投产的新能源项目。

1.机制电量

存量集中式新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）年度机制电量上限规模按照现行新能源项目优先电量规模（风电400小时，光伏300小时）确定，其中存量集中式扶贫新能源项目机制电量按实际上网电量确定。存量集中式新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）2025年机制电量参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的原则进行分解，2026年起机制电量的分解结合年度电力电量平衡方案，原则上平均分解至12个月。

2024年1月1日（不含，下同）前投产的分布式和分散式新能源项目年度机制电量上限规模按2024年上网电量确定，2024年1月1日后投产的存量分布式和分散式新能源项目机制电量上限规模，按所在市（州）2024年单位装机平均上网电量和项目截至2025年5月31日装机容量确定，其中单位装机平均上网电量区分全额上网、余电上网两种模式。分布式和分散式新能源项目年度机制电量原则上平均分解至12个月。

2.机制电价

存量新能源项目（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目）机制电价按现行燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行。

3.执行期限

存量新能源项目机制电量和电价自本方案印发次月起执行，机制执行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小时数对应日期和投产满20年对应日期的较早者确定。

甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目（调度名：兴川）枯、平水期各月机制电量规模按照实际上网电量确定，丰水期不设机制电量。机制执行期限内不可自行调整或选择退出。机制电价及机制执行期限按照竞争性配置相关政策执行。

存量集中式新能源项目年度机制电量上限规模等信息另行公布，存量分布式和分散式新能源项目年度机制电量上限规模等信息通过“新能源云”服务平台、“网上国网”APP、95598网站进行公布，各电网企业同步在官方网站和APP进行公布。在年度机制电量上限范围内，新能源项目（不含扶贫光伏项目）每年11月底前自主确定次年机制电量规模，次年机制电量规模不得高于当年，机制执行期限内可自愿申请退出。自愿退出的新能源项目，应提前15个工作日向所在电网企业申请，申请退出后次月起不再执行机制电量、电价相关政策。新能源项目机制执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。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。

（七）增量新能源项目机制电量、电价和执行期限。

增量新能源项目是指2025年6月1日及以后投产的新能源项目。增量新能源项目机制电量和电价通过竞价形成，区分风电、光伏开展竞价，若参与竞价申报的同类型不同法人竞价项目不足3个，该类型新能源项目当年暂不组织竞价。

1.机制电量竞价规模

增量新能源项目机制电量年度总规模综合当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。针对风电、光伏分别确定增量新能源项目机制电量，为确保政策平稳过渡，2025年、2026年全省增量新能源项目机制电量年度竞价总规模，按存量项目优先利用小时数和增量装机规模确定，各增量新能源项目年度机制电量通过竞价形成。单个新能源项目申报电量规模不高于其发电能力的80%，并结合可持续发展价格结算机制情况调整。集中式新能源项目发电能力按项目核准（备案）多年平均发电量（若无多年平均发电量，则按多年平均利用小时数×核准或备案装机容量确定，下同）确定，项目核准（备案）中无多年平均发电量、多年平均利用小时数等信息的，按项目申请报告（风电）或可研评审意见（光伏）的多年平均发电量确定；分散式风电、分布式光伏项目发电能力按项目所在市（州）近3年（过去3个自然年，下同）单位装机平均上网电量（区分全额上网或余电上网模式）和项目装机容量确定。

纳入机制的增量新能源项目，2025年机制电量参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的原则进行分解，2026年起机制电量结合年度电力电量平衡方案，原则上平均分解至12个月。

2.机制电价竞价上下限

建立新能源项目发电成本常态化调查制度，根据项目合理成本收益、绿色环境价值、电力市场供需形势、用户承受能力、技术发展等因素合理确定竞价上下限。考虑政策衔接，2025年、2026年增量新能源项目竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定。后续年度竞价上下限水平另行明确。

3.执行期限

增量新能源项目机制电量和电价自省发展改革委、省能源局公布竞价结果次月起执行，其中未投产项目自项目申报的投产时间次月起执行，执行期限12年。

新能源项目每年11月底前自主确定次年机制电量规模，次年机制电量规模不得高于当年，机制执行期限内可自愿申请退出。新能源项目机制执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。项目实际投产时间较竞价申报投产时间延迟不超过6个月的，实际投产日期当月及以前的机制电量自动失效、不滚动纳入后续月份；延迟超过6个月的，该项目当次竞价入选结果作废，且3年内不得参与竞价。在川能源企业要加强下级企业管理，避免延期投产的情况出现。

五、强化政策衔接协同

（八）强化与新能源发展规划政策协同。

加强电网和电源规划统筹协调、网源建设衔接，保障新能源项目和配套送出工程同步规划、同步建设、同步投运。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。新能源参与市场后因自身报量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，各地不得以强制或变相自愿配套产业、化解债务、收取资源税（费）、约定电价分成等任何形式增加新能源项目非技术性投资和运营成本。

（九）强化与储能发展政策协同。

取消新能源项目强制配储（包含配建和租赁）相关规定，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，通过释放电力市场电价信号，引导新能源项目科学合理配置储能。对于已签订储能租赁合同（协议）的，按双方约定等妥善处理，合同（协议）变更后应及时变更备案信息。

按照省发展改革委、省能源局《关于促进新型储能积极健康发展的通知》（川发改能源〔2024〕665号）要求配储的新能源项目，衔接原优先电量政策，给予机制电量支持。对2025年6月1日前签订储能租赁合同（协议）并在省能源局或电力交易平台备案的存量新能源项目，且相关储能项目在2025年12月31日前建成并网（以调度机构出具的首次并网时间证明为准），给予36个月机制电量政策支持，6月1日前建成并网的，自6月1日起执行，并扣除该项目已支持原优先电量的对应月数；6月1日后建成并网的，自储能项目建成并网次月起执行，已支持原优先电量的项目对应月数相应扣除。对电源侧配建储能的存量新能源项目，自储能设施建成并网次月至电力现货市场连续结算试运行前，给予每月机制电量支持。上述配储的新能源项目月度支持机制电量，2025年参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的支持小时数和分解原则确定，2026年起按12.5小时确定。

通过租赁储能和电源侧配建储能综合满足以上要求的存量新能源项目，按租赁和电源侧配建储能容量占项目10%装机容量的比例折算每月支持的机制电量，并按上述期限分别执行，单个存量新能源项目每月支持的机制电量上限，2025年参照《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中明确的支持小时数和分解原则确定，2026年起按12.5小时确定。

推动实现新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效利用。

（十）强化与电网企业代理购电制度衔接。

新能源全部进入电力市场后，电网企业代理居民农业和工商业用户购电的电量来源缺口部分，通过市场化采购方式保障。作为价格接受者参与电力市场的分布式和分散式新能源项目，现货市场连续结算试运行前，其上网电量按省内电力中长期市场月度和月内电能量集中交易加权均价结算。

（十一）加强地方电网、增量配电网相关政策衔接。

地方电网、增量配电网余电上网价格，现货市场连续结算试运行前，按照省内当月月度和月内电能量集中交易加权均价确定；现货市场连续结算试运行后，按照上网所在并网点实时市场出清价格确定。地方电网、增量配电网网内新能源项目机制电量差价结算费用通过网间电费结算传导，纳入系统运行费用。

（十二）强化与绿电绿证交易政策协同。

省内绿电交易不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。绿电交易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价格。绿电交易的绿证收益，按照合同电量、扣除机制电量后剩余上网电量以及电力用户绿电交易实际结算电量三者取小值确定。探索建立多年期绿电合同签订机制，引导新能源发电企业根据机制外电量发电能力，与用户签订多年期绿电交易合同。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。

六、保障措施

（十三）凝聚改革共识。

各地价格、能源、电力运行主管部门要深刻领会新能源上网电价市场化改革精神，会同电网企业、市场运营机构加强政策宣传解读，帮助企业熟悉电力市场规则，及时回应社会关切，增进各方理解和支持。市场主体要充分认识改革重要意义，不断凝聚以改革推动新能源高质量发展、促进新型电力系统建设、加快全国统一电力市场建设的共识。

（十四）强化政策执行。

国网四川电力要加快建设机制电量和电价竞价系统，各电网企业按要求做好竞价组织、相关差价结算协议（合同）签订、新能源项目上网电费和差价电费结算等工作，对机制电量和电价执行情况单独归集，并按月做好相关信息公开。市场主体要自觉维护电力市场秩序，依法合规参与电力市场交易和机制电量电价竞价。市场运营机构要强化交易组织，按规定及时披露各类型新能源发电项目市场交易价格等信息。

（十五）建立常态化调查制度。

统筹考虑各类电源发电特性、技术革新等因素，建立发电和储能等成本常态化调查制度，区分机组类型，对发电项目固定成本、变动成本、启停成本等开展调查，为合理确定电力市场限价范围、机制电量电价竞价限价区间、执行期限等提供数据支撑。

（十六）加强风险防控。

配合国家能源局派出机构加强市场监管，保障新能源项目公平参与交易，促进电力市场平稳运行。电网企业、市场运营机构要密切跟踪电力市场和新能源交易价格，每月评估分析市场交易价格水平、波动情况，及时发现苗头性、倾向性、潜在性问题，提出针对性措施建议，并向省发展改革委、省能源局报告，对操纵市场价格、串通报价等扰乱市场秩序行为，依法依规予以严肃处理，确保新能源上网电价市场化改革平稳有序推进。

（十七）做好跟踪评估。

省发展改革委、省能源局会同相关部门（单位）密切跟踪电力市场运行情况、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，组织力量系统评估改革对行业发展和企业经营等方面影响，及时总结改革成效，不断完善政策措施、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。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。

本方案自印发之日起执行，现行政策与本方案不符的，以本方案规定为准。国家和省政策如有调整，从其规定。执行过程中遇到问题，请及时报告省发展改革委、省能源局。

《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》起草说明

一、起草背景

今年2月5日，国家发展改革委、国家能源局印发《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），明确所有新能源项目上网电量全部进入电力市场，并建立可持续发展价格结算机制，促进新能源高质量发展。省发展改革委会同省能源局按照国家改革思路，在系统研究全省电源电网发展、电力市场建设情况，开展新能源项目成本调查基础上，起草了《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》。

二、主要内容

《实施方案》主要内容包括五个方面。一是新能源上网电价全面由市场形成。所有新能源项目（含分散式风电、分布式光伏）上网电量全部进入电力市场，进行市场化交易，不再执行政府定价。集中式光伏、风电直接参与市场交易，鼓励分布式光伏、分散式风电作为独立的经营主体直接或聚合后参与市场交易，也可作为价格接受者参与市场交易。二是建立新能源可持续发展价格结算机制。在项目自身通过市场交易形成价格的基础上，对其纳入可持续发展价格结算机制的电量（以下简称“机制电量”），按照可持续发展价格（以下简称“机制电价”）与电力市场交易均价之间差价进行“多退少补”，差价结算费用纳入系统运行费用由全省工商业用户分摊或分享。三是分类施策确定机制电量与机制电价。考虑不同时期新能源建设成本和政策差异，区分存量项目（2025年6月1日前投产项目）和增量项目（2025年6月1日及以后投产项目），分别确定机制电量规模和机制电价水平。四是强化政策协同促进新能源高质量发展。强化与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场规则协同。强化与新能源发展规划政策、储能发展政策、电网企业代理购电制度、地方电网和增量配电网政策、绿电绿证交易政策。五是做好改革措施落地落实保障。强化政策执行，建立常态化调查制度，加强风险防控，及时总结改革成效，不断完善政策措施、优化政策实施。适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化。