「储能之音」获悉，9月5日，四川省发改委就《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。
方案指出存量/增量新能源项目机制电量、电价和执行期限。
存量项目
项目范围：2025年6月1日前投产的新能源项目。
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。
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。
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。
项目范围：2025年6月1日前投产的新能源项目。
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。
项目范围：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。
机制电量：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。
机制电价：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。
方案还指出，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。
此外，方案还提到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。
原文如下：
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