储能与电力市场获悉，9月3日，四川发改委发布《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）》。
方案表示，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。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。
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。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。
另外，方案指出，对于对2025年6月1日前签订储能租赁合同（协议）的新能源场站，以及配建有储能的新能源场站，均将给与一定的机制电量支持。比如，租赁的储能项目在2025年12月31日前建成并网，可以给与新能源场站36个月机制电量政策支持。
存量新能源项目：2025年6月1日前投产的新能源项目。
机制电量：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（不含甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目），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。
机制电价：机制电价按现行燃煤发电基准价0.4012元/kWh执行。
执行期限：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。
其中，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。
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。
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。
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。
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。
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方案强化与储能发展政策协同，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。
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。
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。
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。
原文如下：
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
责任编辑：一拳超人
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