近日，四川省發展和改革委員會、四川省能源局印發《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知(川發改價格〔2025〕480號)，明確通過 “存量兜底保障、增量競價競爭” 的分類施策模式，推動風電、光伏項目全面進入電力市場，確保2025年底前實現新能源上網電價全面市場化。

針對存量新能源項目

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模按照現行新能源項目優先電量規模（風電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能調度優先電量規模計劃》中明確的原則進行分解，2026年起機制電量的分解結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電項目機制電量原則上按實際上網電量確定。

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）機制電價按現行燃煤發電基準價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執行。

3.執行期限

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

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

存量集中式新能源項目年度機制電量上限規模信息另文明確。存量分布式和分散式新能源項目信息通過“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP、95598網站進行公布，各電網企業同步在官方網站和APP進行公布。在年度機制電量上限范圍內，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、存量分散式風電項目）每年11月底前自主確定次年機制電量規模，次年機制電量規模不得高于當年，機制執行期限內可自愿申請退出。自愿退出的新能源項目，應提前15個工作日向所在電網企業申請，申請退出后次月起不再執行機制電量、電價相關政策。新能源項目機制執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。

針對增量新能源項目

增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區分風電、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年暫不組織競價。

1.機制電量競價規模

增量新能源項目機制電量年度總規模綜合當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況等因素確定。針對風電、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模，按存量項目優先利用小時數和增量裝機規模確定，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模不高于其發電能力的80%，并結合可持續發展價格結算機制情況調整。集中式新能源項目發電能力按項目核準（備案）多年平均發電量（若無多年平均發電量，則按多年平均利用小時數×核準或備案裝機容量確定，下同）確定，項目核準（備案）中無多年平均發電量、多年平均利用小時數等信息的，集中式風電項目按項目申請報告評審意見（若無，按項目申請報告）的多年平均發電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發電量確定；分散式風電、分布式光伏項目發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電量（區分全額上網或余電上網模式）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能調度優先電量規模計劃》中明確的原則進行分解，2026年起機制電量結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

建立新能源項目發電成本常態化調查制度，根據項目合理成本收益、綠色環境價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、技術發展等因素合理確定競價上下限。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。后續年度競價上下限水平另行明確。

3.執行期限

增量新能源項目機制電量和電價自省發展改革委、省能源局公布競價結果次月起執行，其中未投產項目自項目申報的投產時間次月起執行，執行期限12年。

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

關于印發《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知(川發改價格〔2025〕480號)

各市（州）發展改革委（能源局、辦）、電力運行主管部門，國網四川省電力公司，四川電力交易中心有限公司，地方電網企業，各市場主體：

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，深化新能源上網電價市場化改革，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革?促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），結合我省實際，省發展改革委、省能源局研究制定了《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》，現印發你們，請抓好貫徹執行。

四川省發展和改革委員會?????????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，統籌能源安全保障與綠色低碳發展，深化新能源上網電價市場化改革，加快構建新型電力系統，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革?促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），結合我省實際制定本實施方案。

一、總體目標

堅持市場化改革方向，建立適應四川新能源發展特點的可持續發展價格結算機制，推動風電、光伏新能源上網電量全面參與電力市場交易，確保2025年底前實現新能源上網電價全面市場化，促進新能源行業高質量發展。

二、基本原則

堅持深化改革。進一步深化新能源上網電價市場化改革，新能源項目（包括集中式光伏、分布式光伏、集中式風電、分散式風電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網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，綜合考慮經濟發展需要和電力用戶承受能力，保障存量項目合理利益，促進增量項目公平競爭，更好發揮市場作用，確保改革平穩推進。

堅持統籌協調。加強與電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場機制的銜接，強化與新型儲能、虛擬電廠、綠電綠證交易、電網企業代理購電等政策的協同，做好與其他類型電源價格機制的協調，推動新型電力系統建設。

三、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量參與市場交易。

國網四川省電力公司（以下簡稱“國網四川電力”）、地方電網、增量配電網供區內新能源項目，上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價全部通過市場交易形成。

（二）建立健全電力現貨市場交易和價格機制。

建立“多電源參與、全電量優化、全水期覆蓋”的電力現貨市場。推動新能源公平參與實時市場、自愿參與日前市場，日前市場出清不結算。具備條件的集中式新能源項目“報量報價”參與現貨市場，具備條件的分布式光伏或分散式風電項目可直接“報量報價”參與現貨市場，也可聚合后“報量報價”或“報量不報價”參與現貨市場。不具備條件的新能源項目以“不報量不報價”的方式作為現貨市場價格接受者。適時建立節點邊際電價機制，現貨市場價格上限綜合考慮我省工商業用戶尖峰電價水平、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，動態調整峰谷時段劃分。

（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，進一步提高交易頻次，實現逐日開市?，F貨市場連續結算試運行前，新能源項目全電量參與中長期交易。現貨市場連續結算試運行后，機制電量初期由電網企業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算參考點價格。電力市場供需雙方可結合新能源出力特點，合理確定機制電量外其他電量中長期合同的量價、交易曲線等內容并靈活調整。探索新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。建立健全分布式光伏和分散式風電項目參與中長期市場交易規則，加強分布式聚合商監督管理。

（四）完善電力輔助服務市場價格機制。

完善省內輔助服務市場品種，健全調頻輔助服務市場，建立備用輔助服務市場，鼓勵新能源參與輔助服務市場?，F貨市場連續結算試運行后，調頻、備用等輔助服務市場費用分攤主體和分攤方式按我省電力輔助服務市場相關規則執行，參與省內電能量市場交易的新能源上網電量不再分攤。

四、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（五）建立新能源可持續發展價格結算機制。

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立可持續發展價格結算機制。對納入機制的電量（以下簡稱“機制電量”），由電網企業按照可持續發展價格（以下簡稱“機制電價”）與市場交易均價之差開展差價結算（差價為負數時，在發電企業市場化結算費用中作相應扣除）?，F貨市場連續結算試運行后，初期機制電量不再開展其他形式的差價結算。新能源項目法人依規完成變更手續的，不影響可持續發展價格結算機制執行。

電網企業每月對機制電量開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，并以“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目列示，由全省工商業用戶分攤或分享（不含藏區留存電量、棄水電量消納、原低價區當地小水電保障電量），電網企業相應完善代理購電公告信息。機制電量差價結算中的市場交易均價，在我省現貨市場連續結算試運行前，根據省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價確定；現貨市場連續結算試運行后，根據同類型（分為光伏、風電，下同）發電項目結算采用的實時市場價格按月加權確定。省發展改革委根據現貨市場建設情況適時調整市場交易均價確定方式。

如新能源項目月度實際上網電量低于當月分解的機制電量，按實際上網電量結算，剩余的機制電量在年內后續月份逐月滾動清算。若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再開展機制電量差價結算，不跨年滾動清算。

(六)存量新能源項目機制電量、電價和執行期限。

存量新能源項目是指2025年6月1日前投產的新能源項目。

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模按照現行新能源項目優先電量規模（風電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能調度優先電量規模計劃》中明確的原則進行分解，2026年起機制電量的分解結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電項目機制電量原則上按實際上網電量確定。

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）機制電價按現行燃煤發電基準價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執行。

3.執行期限

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

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

存量集中式新能源項目年度機制電量上限規模信息另文明確。存量分布式和分散式新能源項目信息通過“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP、95598網站進行公布，各電網企業同步在官方網站和APP進行公布。在年度機制電量上限范圍內，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、存量分散式風電項目）每年11月底前自主確定次年機制電量規模，次年機制電量規模不得高于當年，機制執行期限內可自愿申請退出。自愿退出的新能源項目，應提前15個工作日向所在電網企業申請，申請退出后次月起不再執行機制電量、電價相關政策。新能源項目機制執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。鼓勵新能源項目通過設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、電價和執行期限。

增量新能源項目是指2025年6月1日及以后投產的新能源項目。增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區分風電、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年暫不組織競價。

1.機制電量競價規模

增量新能源項目機制電量年度總規模綜合當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數、用戶承受能力、非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況等因素確定。針對風電、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模，按存量項目優先利用小時數和增量裝機規模確定，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模不高于其發電能力的80%，并結合可持續發展價格結算機制情況調整。集中式新能源項目發電能力按項目核準（備案）多年平均發電量（若無多年平均發電量，則按多年平均利用小時數×核準或備案裝機容量確定，下同）確定，項目核準（備案）中無多年平均發電量、多年平均利用小時數等信息的，集中式風電項目按項目申請報告評審意見（若無，按項目申請報告）的多年平均發電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發電量確定；分散式風電、分布式光伏項目發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電量（區分全額上網或余電上網模式）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能調度優先電量規模計劃》中明確的原則進行分解，2026年起機制電量結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

建立新能源項目發電成本常態化調查制度，根據項目合理成本收益、綠色環境價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、技術發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。后續年度競價上下限水平另行明確。

3.執行期限

增量新能源項目機制電量和電價自省發展改革委、省能源局公布競價結果次月起執行，其中未投產項目自項目申報的投產時間次月起執行，執行期限12年。

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

五、強化政策銜接協同

（八）強化與新能源發展規劃政策協同。

加強電網和電源規劃統籌協調、網源建設銜接，保障新能源項目和配套送出工程同步規劃、同步建設、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內的補貼標準，按照原有規定執行。新能源參與市場后因自身報量報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。強化改革與優化環境協同，各地不得以強制或變相自愿配套產業、化解債務、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性投資和運營成本。

（九）強化與儲能發展政策協同。

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

按照省發展改革委、省能源局《關于促進新型儲能積極健康發展的通知》（川發改能源〔2024〕665號）要求配儲的新能源項目，銜接原優先電量政策，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，且相關儲能項目在2025年12月31日前建成并網（以調度機構出具的首次并網時間證明為準），給予36個月機制電量政策支持，6月1日前建成并網的，自6月1日起執行，并扣除該項目已支持原優先電量的對應月數；6月1日后建成并網的，自儲能項目建成并網次月起執行，并扣除該項目已支持原優先電量的對應月數。對電源側配建儲能的存量新能源項目，自儲能設施建成并網次月至電力現貨市場連續結算試運行前，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能調度優先電量規模計劃》中明確的支持小時數和分解原則確定，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能調度優先電量規模計劃》中明確的支持小時數和分解原則確定，2026年起按12.5小時確定。

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

（十）強化與電網企業代理購電制度銜接。

新能源全部進入電力市場后，電網企業代理居民農業和工商業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電項目，現貨市場連續結算試運行前，其上網電量按省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價結算。

（十一）加強地方電網、增量配電網相關政策銜接。

地方電網、增量配電網余電上網價格，現貨市場連續結算試運行前，按照省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價確定；現貨市場連續結算試運行后，按照上網所在并網點實時市場出清價格確定。地方電網、增量配電網網內新能源項目機制電量差價結算費用通過網間電費結算傳導，納入系統運行費用。

（十二）強化與綠電綠證交易政策協同。

省內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分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。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電量以及電力用戶綠電交易實際結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，引導新能源發電企業根據機制外電量發電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。

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會新能源上網電價市場化改革精神，會同電網企業、市場運營機構加強政策宣傳解讀，幫助企業熟悉電力市場規則，及時回應社會關切，增進各方理解和支持。市場主體要充分認識改革重要意義，不斷凝聚以改革推動新能源高質量發展、促進新型電力系統建設、加快全國統一電力市場建設的共識。

（十四）強化政策執行。

國網四川電力要加快建設機制電量和電價競價系統，各電網企業按要求做好競價組織、相關差價結算協議（合同）簽訂、新能源項目上網電費和差價電費結算等工作，對機制電量和電價執行情況單獨歸集，并按月做好相關信息公開。市場主體要自覺維護電力市場秩序，依法合規參與電力市場交易和機制電量電價競價。市場運營機構要強化交易組織，按規定及時披露各類型新能源發電項目市場交易價格等信息。

（十五）建立常態化調查制度。

統籌考慮各類電源發電特性、技術革新等因素，建立發電和儲能等成本常態化調查制度，區分機組類型，對發電項目固定成本、變動成本、啟停成本等開展調查，為合理確定電力市場限價范圍、機制電量電價競價限價區間、執行期限等提供數據支撐。

（十六）加強風險防控。

配合國家能源局派出機構加強市場行為監管，保障新能源項目公平參與交易，促進電力市場平穩運行。電網企業、市場運營機構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，及時發現苗頭性、傾向性、潛在性問題，提出針對性措施建議，并向省發展改革委、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，依法依規予以嚴肅處理，確保新能源上網電價市場化改革平穩有序推進。

（十七）做好跟蹤評估。

省發展改革委、省能源局會同相關部門（單位）密切跟蹤電力市場運行情況、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，組織力量系統評估改革對行業發展和企業經營等方面影響，及時總結改革成效，不斷完善政策措施、優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化，條件成熟時擇機退出。

本方案自印發之日起執行，現行政策與本方案不符的，以本方案規定為準。國家和省政策如有調整，從其規定。執行過程中遇到問題，請及時報告省發展改革委、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則

2.四川省新能源項目機制電量結算細則

附件1

四川省增量新能源項目機制電量電價競價細則

增量新能源項目機制電量電價競價工作由省發展改革委牽頭，委托國網四川省電力公司（以下簡稱“國網四川電力”）在競價平臺組織競價，電網企業負責供區內新能源項目資料審核等相關工作。

第一章??競價主體與項目范圍

第一條??競價主體

競價主體包括符合條件的新能源項目、分布式光伏和分散式風電項目聚合商（以下簡稱“聚合商”）。鼓勵分布式光伏和分散式風電項目自行參與競價，也可由聚合商聚合后參與競價，其中自然人戶用分布式光伏項目投產后方可參與競價。競價主體應取得競價需提交的競價資料。

聚合商應具備聚合分布式光伏和分散式風電資源、對聚合資源進行調節和控制的能力，具有固定經營場所，以及滿足報量報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等機制電量電價競價需要的電力市場技術支持系統和客戶服務平臺?，F階段，聚合商聚合分布式光伏和分散式風電資源，應具備售電公司資質，收益分配規則及法律責任由聚合商和被聚合的新能源項目法人雙方自行協商確定。

第二條??競價項目范圍

2025年6月1日及以后投產的集中式新能源項目、分布式光伏項目、分散式風電項目，并符合以下條件：

（一）競價公告發布時未投產，但經項目業主單位自行評估，在次年內可投產的新能源項目。

（二）競價公告發布時已投產，但從未納入過機制執行范圍的新能源項目，包括未參與過機制競價的新能源項目、參與過機制競價但未入選的新能源項目。

對于因設備更新改造升級后新核準（備案）的集中式新能源項目，已納入機制執行范圍的不再參與競價，未納入機制執行范圍的按照新核準（備案）多年平均發電量（若無多年平均發電量，則按多年平均利用小時數×新核準或備案裝機容量確定）作為競價依據參與競價。項目新核準（備案）中無多年平均發電量、多年平均利用小時數的，集中式風電項目按項目申請報告評審意見（若無，按項目申請報告）的多年平均發電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發電量確定。

第二章??競價準備

第三條??發布年度競價通知

省發展改革委、省能源局原則上每年10月底前發布次年增量新能源項目競價通知，明確競價項目類型、競價電量規模、申報價格上下限、分布式光伏和分散式風電項目所在市（州）近3年單位裝機年平均上網電量（區分全額上網或余電上網模式）、預計本次競價風電、光伏新能源項目總裝機規模等事項。

第四條??發布競價組織公告

競價通知發布后2個工作日內，國網四川電力在“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP、95598網站發布競價組織公告。

第三章??資料提交及審核

第五條??競價資料提交

競價組織公告發布后，擬參與競價的新能源項目，應在7日內，集中式新能源項目通過“新能源云”服務平臺提交項目競價相關資料，分布式光伏、分散式風電項目通過“網上國網”APP、95598網站提交項目競價相關資料，分布式光伏、分散式風電項目所在地方電網企業已實現與競價平臺線上數據交互的，可通過所在地方電網企業資料提交入口提交項目競價相關資料。

（一）已投產項目：（1）集中式新能源項目需提供項目核準（備案）文件、集中式風電項目需提供項目申請報告評審意見（若無，提供項目申請報告）、集中式光伏項目需提供可研評審意見、營業執照、電力業務許可證（發電類）、并網調度協議、對所提交資料真實性負責和無不良信用記錄的承諾書等。（2）分布式光伏、分散式風電項目需提供核準（備案）文件、營業執照（非自然人戶用、工商業分布式光伏項目，分散式風電項目）或居民身份證明（自然人戶用分布式光伏項目）、購售電合同或發用電合同、對所提交資料真實性負責和無不良信用記錄的承諾書等。（3）聚合商需按照分布式光伏、分散式風電項目要求提供所有代理項目的資料，以及項目單位委托聚合商參與競價的協議、對所提交資料真實性負責和無不良信用記錄的承諾書等。（4）集中式新能源、分散式風電項目核準（備案）主體發生變更的，需提交核準（備案）機關出具的核準（備案）變更文件。

（二）未投產項目：（1）集中式新能源項目、分散式風電需提供核準（備案）文件、集中式風電項目需提供項目申請報告評審意見（若無，提供項目申請報告）、集中式光伏項目需提供可研評審意見、營業執照、電網企業出具的接入系統設計方案書面回復意見、投產預計時間、對所提交資料真實性負責和無不良信用記錄的承諾書等。（2）非自然人戶用、工商業分布式光伏項目需提供項目備案文件、營業執照、項目接入系統方案或方案研究答復單、發電地址權屬證明、投產預計時間、對所提交資料真實性負責和無不良信用記錄的承諾書等。（3）聚合商需按照分布式光伏、分散式風電項目要求提供所有代理項目的資料、項目單位委托聚合商參與競價的協議等。（4）集中式新能源、分散式風電項目核準（備案）主體發生變更的，需提交核準（備案）機關出具的核準（備案）變更文件。

第六條??競價資料審核

競價資料提交截止后15日內完成競價資料審核。電網企業根據職能職責對提交資料的完整性、合規性進行初審，初審后集中式新能源項目提交省級能源主管部門、分布式光伏和分散式風電項目提交對其履行核準（備案）管理職責的能源主管部門就職權范圍內的相關材料進行審核，審核結果提交省發展改革委，省發展改革委將能源主管部門審核未通過的新能源項目統一退回。新能源項目應在退回后3個工作日內重新提交競價資料，逾期未提交或再次審核未通過的，視為審核不通過。

第七條??公示審核結果

競價資料審核結束后，國網四川電力匯總符合競價資質條件的項目名單，并在“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP和95598網站分別向社會公眾公示集中式新能源項目、分布式光伏項目、分散式風電項目審核結果，地方電網在其官方網站同步公示，公示期為3個工作日。公示內容為項目名稱、地址、競價申報主體、聚合商名稱、項目類型、交流側項目規模等。對公示結果有異議的，公示期內通過“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP、95598網站實名反饋意見并提供證明材料，逾期視為無意見。在收到書面反饋意見后，按第六條審核流程在5個工作日內進行核實和反饋。

第四章??競價組織及結果公告

第八條??競價申報

競價主體需在公示及反饋意見處理完畢后2個工作日內，集中式新能源項目通過“新能源云”服務平臺，分布式光伏項目、分散式風電項目通過“網上國網”APP或95598網站完成競價申報，競價申報提交后競價信息將自動封存，不可更改。單個新能源項目申報電量規模上限根據其發電能力一定比例確定，具體按省發展改革委、省能源局明確的比例執行。集中式新能源項目發電能力按項目核準（備案）多年平均發電量（若無多年平均發電量，則按多年平均利用小時數×核準或備案裝機容量）確定，項目核準（備案）中無多年平均發電量、多年平均利用小時數等信息的，集中式風電項目按項目申請報告評審意見（若無，按項目申請報告）的多年平均發電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發電量確定。分散式風電、分布式光伏項目發電能力按所在市（州）近3年單位裝機年平均上網電量（區分全額上網或余電上網模式）和項目裝機容量確定。

競價采用一段式申報，申報電量最小單位為0.001兆瓦時，申報電價最小單位為0.001元/兆瓦時，申報電價不超過競價上下限。聚合商代理的同類型新能源項目可打捆或分項目進行當次競價申報。由聚合商打捆進行競價申報時，聚合商打捆代理競價申報電量為當次所有委托代理協議中委托競價電量之和，由聚合商打捆代理競價的新能源項目當次競價入選電量，按該項目委托代理協議中委托競價電量占聚合商總委托競價電量比例確定。聚合商可參與不同年度、不同場次的競價工作。同一場次中，任一分布式光伏或分散式風電項目主體僅可選擇一家聚合商為其代理。

若競價主體申報電量規模少于年度競價電量總規模，按分類型競價項目總裝機容量占預計本次競價相應類型新能源項目總裝機規模比例，對年度競價電量總規模調減1次后開展競價出清。

第九條??競價出清

競價過程中，按照價格優先原則，將所有競價主體申報電量，按申報電價由低到高排序，直至滿足年度競價電量總規模。若邊際項目（含多個）申報電量完全納入后，申報電量總規模超出年度競價電量總規模，本次競價按照邊際項目申報價格出清。其中邊際項目為單個的（聚合商打捆競價視為單個），在年度競價電量總規模范圍內的所有申報電量全部出清，邊際項目可自愿放棄本次競價結果，可參與后續年度機制電量競價；邊際項目為多個的，低于出清價格的申報電量全部出清，相關邊際項目可參與后續年度機制電量競價。

若競價主體申報電量規模不超過年度競價電量總規模，申報電量按最高申報價格全部出清。

第十條??公示競價結果

競價結束后，國網四川電力在“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP和95598網站向社會公眾公示擬入選項目，地方電網在其官方網站同步公示，公示期為3個工作日。公示信息包括項目名稱、競價類型、項目類型、聚合商名稱、競價申報主體、受理電網企業、機制電量、機制電價、機制電價執行期限。對公示內容有異議的、自愿放棄競價結果的，公示期內通過“新能源云”服務平臺、“網上國網”APP、95598網站實名反饋并提供相關材料，逾期視為無意見。在收到反饋意見后，按第六條審核流程在5個工作日內進行核實和反饋，當次競價出清價格結果不受影響。

第十一條??公布競價結果

公示期結束后，競價結果經省發展改革委、省能源局審定后，由省發展改革委及時在門戶網站公布競價結果，各電網企業同步在官方網站和APP進行公布，競價結果公布視為納入機制執行范圍。公布內容包括各類型競價項目個數、機制電量規模、機制電價水平等競價總體情況，納入機制的新能源項目名稱、競價類型、項目類型、聚合商名稱、競價申報主體、受理電網企業、機制電量、機制電價執行期限等。

第十二條??簽訂差價結算協議（合同）

《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》印發后2個月內，存量新能源項目與電網企業完成相關差價結算協議（合同）簽訂。競價結果公布后2個月內，入選項目與電網企業完成相關差價結算協議（合同）簽訂。差價結算協議（合同）中需約定機制電量差價結算等相關事宜。

第五章??保障措施

第十三條??履約考核機制

參與競價并納入機制的新能源項目，應嚴格按照建設計劃不晚于申報時間投產。如項目實際投產時間較申報投產時間延遲不超過6個月，實際投產日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續月份；延遲超過6個月的，該項目當次競價入選結果作廢，且3年內不得參與競價。

電網企業要按照新能源項目申報投產時間，跟蹤新能源項目建設、投產情況，并按月將履約相關情況報省發展改革委，對新能源項目在申報時間6個月內投產的、超過申報時間6個月未投產的，應及時將履約和考核相關情況報省發展改革委審核確認。因重大政策調整、自然災害等不可抗力，或電網企業負責建設的電網接網工程未按期投用導致的新能源項目投產延期，經省能源局認定后，省發展改革委據此免除履約考核。

第十四條??并網監督

（一）接網工程建設進度。電網企業應根據電源電網規劃，結合新能源建設周期做好并網服務，嚴格按照時間節點做好接網工程建設及并網調試工作。建立并網進度跟蹤機制，向社會公布接網工程建設計劃，并按月公開項目進展，堅決避免因電網企業原因導致新能源項目不能按期投產。對未按規劃建設時序建成的接網工程，電網企業應向省發展改革委、省能源局進行專項說明。

（二）新能源項目建設進度。已入選未投產的集中式新能源項目通過“新能源云”服務平臺，分布式光伏和分散式風電項目通過“網上國網”APP或95598網站，按月填報新能源項目前期工作進展、建設進度情況（包含是否已成立項目公司，光伏項目本體用地是否已簽訂租賃協議，是否已付用地租金，風電項目風機用地是否已辦理建設用地手續；升壓站用地手續情況；是否已簽訂并網調度協議，項目本體、接網工程形象進度，是否已驗收等）。

第十五條??信用管理

競價主體在資料申報、競價過程中存在以下情況的，當次入選結果無效且3年內禁止參與競價，省發展改革委、四川能源監管辦、省能源局按照相關規定進行處理并納入信用管理。

（一）處于被行政主管部門責令停產、停業或進入破產程序；

（二）處于行政主管部門相關文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內；

（三）近3年存在騙取中標或嚴重違約，經有關部門認定的因其自身原因引起的重大及以上質量事故或重大及以上安全事故；

（四）被最高人民法院在“信用中國”網站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執行人名單。

第十六條??爭議處理

對于競價工作實施過程中引起的爭議問題，優先由電網企業與競價主體協商解決，協商未果的可提請省發展改革委調解。對于調解不成的爭議問題，優先按雙方合同或協議約定的爭議條款解決，未簽訂合同或協議情況下，爭議雙方可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。在爭議解決期間，合同或協議的履行以爭議解決條款約定為準，其他競價主體的競價工作仍正常開展。通過聚合商代理參與競價工作的，其代理的項目單位發生爭議時應首先與聚合商協商處置。

第十七條??保密與信息安全

各競價主體應自覺維護公平公正的競價秩序，嚴格遵守電力市場規則及國家和省相關規定，依法合規參與競價工作，不得濫用市場支配地位操縱市場價格，不得通過串通報價、哄抬價格等擾亂市場秩序。競價工作組織機構要嚴守保密規定，充分發揮市場自律和社會監督作用，切實履行好市場監控和風險防控責任，對違反競價規則、擾亂市場秩序等行為依規予以嚴肅處理。

附件2

四川省新能源項目機制電量結算細則

為規范四川省內新能源項目機制電量結算工作，確保結算公平、公正、高效，制定本細則。

第一章　機制信息管理

第一條??檔案信息完善

電網企業應加強新能源項目檔案管理，及時建立完善存量和增量集中式新能源項目、分布式光伏項目、分散式風電項目檔案，新能源項目應積極配合。

（一）完善項目基礎檔案，建立結算發電戶與新能源項目核準（備案）信息的映射關系。

（二）將新能源項目納入可持續發展價格結算機制的電量、電價、執行期限等相關信息（以下簡稱為“機制信息”）納入項目檔案管理，機制信息具體包括發電類別（集中式、分布式、分散式等）、項目投運類別（存量、增量）、機制電量上限規模、機制電量、機制電價、執行年限、執行開始時間類別（申報投產時間、競價入選時間、實際投產時間）、執行終止時間類別（自愿退出、到期退出）、申報投產時間、競價入選時間、實際投產時間、自愿退出時間、到期退出時間等。

（三）根據機制執行情況建立或更新執行差價結算的新能源項目臺賬，確保執行差價結算的新能源項目檔案準確。

第二條??存量項目執行期限

存量新能源項目機制電量和電價自《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》印發次月起執行，截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數對應日期和投產滿20年對應日期的較早者確定。甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目機制執行截止日期按照競爭性配置相關政策確定。

第三條??增量項目執行期限

增量新能源項目機制電量和電價自省發展改革委、省能源局公布競價結果次月起執行，其中未投產項目自項目申報的投產時間次月起執行，機制執行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限12年確定。

項目實際投產時間較競價申報投產時間延遲不超過6個月的，實際投產日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續月份，延遲超過6個月的，該項目當次競價入選結果作廢。

第四條??機制信息變更

新能源項目因自愿退出、政策調整等原因機制電量、電價發生變更的，電網企業應在收到有關變更事項后，及時更新機制信息，確保檔案準確性。

第二章　協議簽訂

第五條??協議簽訂規范

《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》印發后2個月內，存量新能源項目與電網企業完成相關差價結算協議（合同）簽訂。競價結果公布后2個月內，入選項目與電網企業完成相關差價結算協議（合同）簽訂。相關差價結算協議（合同）中需約定機制電量差價結算等相關事宜。自差價結算協議（合同）簽訂次月起開展差價費用結算，首月結算費用包括新能源項目機制電量執行起始月開始的差價費用。差價結算協議（合同）簽訂前，僅結算市場交易電費。

第六條??協議變更

新能源項目發生名稱變更、法人變更等應及時重新簽訂差價結算協議（合同）。新能源項目過戶承接原戶機制電量、機制電價、執行期限、實際已累計結算機制電量、履約考核責任等。

第七條??機制電量變更

每年11月底前，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、存量分散式風電項目）可向電網企業申請變更次年機制電量，重新簽訂相關差價結算協議（合同）。變更后的機制電量不得大于原簽訂差價結算協議（合同）的機制電量。自愿退出的新能源項目，應提前15個工作日向所在電網企業申請，申請退出后次月起不再執行機制電量、電價相關政策。新能源項目機制執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

第三章　計量結算

第八條??計量管理

電網企業應當根據新能源項目機制電量結算要求的最小結算單元，安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。多個新能源項目共用計量點且無法拆分，按照額定容量比例計算各新能源項目的上網電量。

第九條??結算周期

新能源項目的計量周期和抄表時間應當保證最小結算周期的結算需要，保障計量數據準確、完整。其中，機制電量結算原則上以每個自然月為結算周期。

第十條??電費結算流程

新能源項目的電能量電費由市場化電費和機制電量差價結算電費組成，按如下流程開展電費結算：

（一）交易名單傳遞。每月15日前，四川電力交易中心將次月新能源直接參與市場交易或聚合參與市場交易清單推送電網企業。未選擇直接或聚合參與市場交易的新能源項目，默認作為價格接受者參與市場交易。

（二）日清電量推送。現貨市場運行時，電網企業按照省內現貨市場規則對直接參與、聚合參與市場交易的新能源項目，開展分時上網電量抄核，并將直接參與、聚合參與市場交易的新能源項目分時電量數據推送至四川電力交易中心。分時計量數據采集失敗時，根據相關政策明確的擬合規則擬合電量數據并推送。

（三）月度結算電量抄核及推送。每月初，電網企業開展月度結算上網電量抄核及機制電量計算。對直接參與、聚合參與市場交易的新能源項目，按照省內電力市場交易規則，將直接參與、聚合參與市場交易的新能源項目上月上網電量數據、月度機制電量推送至四川電力交易中心。

（四）月度結算依據出具。四川電力交易中心根據省內電力市場交易規則，出具直接參與、聚合商及其聚合參與電力市場交易的新能源項目市場結算依據（不含機制電量差價結算電費，下同），推送電網企業；同步推送省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價（省內現貨市場連續結算試運行后同步推送結算采用的實時市場價格），作為以價格接受者方式參與市場交易的分布式光伏、分散式風電項目的結算依據。

（五）市場化電費核算。對于直接參與、聚合參與市場交易的新能源項目，電網企業根據四川電力交易中心出具的結算依據開展核算；對于作為價格接受者參與市場交易的新能源項目，電網企業根據四川電力交易中心推送的省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價（省內電力現貨市場連續結算試運行后為結算采用的實時市場價格）開展市場化電費核算。

（六）機制電量差價結算電費核算。新能源項目月度電量抄核后，電網企業應結合新能源項目月度機制電量、機制電價、上網電量及市場交易均價等數據，核算新能源項目機制電量差價結算電費。

（七）電費結算。電網企業在市場化電費基礎上，疊加新能源項目機制電量差價結算電費等費用，形成新能源項目電費賬單，通知新能源項目開展費用結算等。

第十一條??機制電量確認

新能源項目機制電量按月計算，新能源項目月度實際上網電量低于當月分解的機制電量，按實際上網電量結算，剩余的機制電量在后續月份內滾動清算。新能源項目調試電量不納入機制電量結算。若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再開展機制電量差價結算，不跨年滾動清算。

差價結算電量=Min（實際上網電量，月度機制電量）。

月度機制電量=當月分解的機制電量+滾動機制電量。

原則上，新能源項目差價結算電量隨上網電量同步開展確認工作，逾期視為無異議。

第十二條??差價電費確認

對機制執行期限內的新能源項目，電網企業每月按機制電價與電力市場交易均價的差額，對確認的機制電量開展差價結算，結算費用納入系統運行費用。

差價電費=差價結算電量×（機制電價－電力市場交易均價）。

原則上，新能源項目差價結算電費與當期電能量電費合并出具電費結算單，同步開展確認工作。新能源項目在收到電費結算單后應盡快進行核對、確認，如有異議，應在收到后2個工作日內通知電網企業，逾期視為無異議。

第十三條??電力市場交易均價

參與機制電量差價計算的電力市場交易均價由四川電力交易中心負責計算和發布。現貨市場連續結算試運行前，按照省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價確定。原則上四川電力交易中心應于每月底前發布相關價格；現貨市場連續結算試運行后，按照同類型發電項目結算采用的實時市場價格按月加權確定，原則上四川電力交易中心應于次月5日前發布相關價格。參與機制電量差價計算的電力市場交易均價相關規定調整時，從其規定。

第十四條??機制電價

存量新能源項目機制電價按現行燃煤發電基準價0.4012元/千瓦時（含稅、下同）執行；甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期競爭配置項目按照競爭性配置相關政策執行；增量新能源項目機制電價通過競價形成。

第十五條??費用收付管理

新能源項目根據差價結算協議（合同）約定的支付方式、確認的電費結算單，在5個工作日內及時、足額向電網企業開具增值稅專用發票，并送達電網企業。若出現當月電費結算單應付金額為負時，新能源項目應在1個月內向電網企業支付相關費用。

第十六條??地方電網增量配電網結算費用傳導

地方電網、增量配電網應于每月10日前將網內新能源項目機制電量差價結算電費執行情況（含上月實際支付費用、次月預計支付費用等）報告省發展改革委，并函告國網四川電力。國網四川電力據此與地方電網、增量配電網在電費結算時傳導上月實際支付費用，相關費用納入系統運行費用。

第十七條??差錯處理機制

因計量裝置故障等原因發生機制電量、差價結算電費差錯，電網企業應及時對實際發生月份及受影響月份開展差價電費退補結算。

第十八條??電費賬單

電網企業應優化新能源電費結算賬單，增加機制電量差價結算電費結算科目，實現差價電費單獨歸集、單獨反映。

第四章　工作規范

第十九條??職責分工

省發展改革委負責四川省新能源項目機制電量結算管理工作。電網企業負責供區內新能源項目的機制電量結算工作。新能源項目按規定提供相關資料，配合開展結算工作。

第二十條??建立滾動清算機制

國網四川電力應按月預測、滾動清算新能源機制電量差價結算電費，根據機制電量、機制電價、差價結算電費、工商業用戶電量規模等測算和清算差價結算電費，納入系統運行費用疏導。

第二十一條??爭議處理

電費結算過程中出現的爭議，由地方價格主管部門協調解決，協商未果的可提請省發展改革委調解。

第二十二條??數據管理

電網企業應建立完善的數據采集和管理系統，確保數據安全、準確。新能源項目應保存發電數據及相關資料，以備核查。

第二十三條??定期報告

國網四川電力應每季度將新能源項目機制電量差價結算電費結算情況報告省發展改革委，抄送省能源局。

第二十四條??監督管理

各級價格主管部門要積極會同當地有關監管部門，加強對本地區新能源項目機制電量差價結算工作的日常監督。