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，近日，四川省發展和改革委員會、四川省能源局印發了《四川省深化新能源上網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，國家發展改革委、國家能源局印發《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），明確所有新能源項目上網電量全部進入電力市場，并建立可持續發展價格結算機制，促進新能源高質量發展。省發展改革委會同省能源局按照國家改革思路，在系統研究全省電源電網發展、電力市場建設情況以及開展新能源項目成本調查基礎上，制定了《實施方案》。

二、《實施方案》的主要內容

《實施方案》主要內容包括五個方面:

一是新能源上網電價全面由市場形成。所有新能源項目（含分散式風電、分布式光伏）上網電量全部進入電力市場，進行市場化交易，不再執行政府定價。集中式光伏、風電直接參與市場交易，鼓勵分布式光伏、分散式風電作為獨立的經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發展價格結算機制。在項目自身通過市場交易形成價格的基礎上，對其納入可持續發展價格結算機制的電量（以下簡稱“機制電量”），按照可持續發展價格（以下簡稱“機制電價”）與電力市場交易均價之間差價進行“多退少補”，差價結算費用納入系統運行費用由全省工商業用戶分攤或分享。

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成本和政策差異，區分存量項目（2025年6月1日前投產項目）和增量項目（2025年6月1日及以后投產項目），分別確定機制電量規模和機制電價水平。

四是強化政策協同促進新能源高質量發展。強化與電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場規則協同。強化與新能源發展規劃政策、儲能發展政策、電網企業代理購電制度、地方電網和增量配電網政策、綠電綠證交易政策協同。

五是做好改革措施落地落實保障。強化政策執行，建立常態化調查制度，加強風險防控，及時總結改革成效，不斷完善政策措施、優化政策實施。適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化。

三、相關算例（以下算例為假設情形，且未涵蓋所有計算情況，執行中以競價、市場交易等實際數據計算結果為準）

（一）電力現貨市場連續結算試運行后存量分布式新能源項目

某分布式全額上網光伏項目，裝機容量1000千瓦，2018年5月投產，全生命周期合理利用小時數為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電2590萬千瓦時，2035年8月發電量15萬千瓦時。

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

1.2035年8月機制電量差價結算電費

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

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

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

2.2035年8月市場化交易電費

該項目當月上網電量接受實時市場價格，市場化交易電費=上網電量×該項目結算采用的實時市場加權均價=2.25萬元。

3.2035年8月總電費

該項目8月總電費=差價結算電費+市場化交易電費=4.962萬元。

（二）電力現貨市場連續結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，申報投產時間2025年10月，實際投產時間2025年11月，12月機制電量規模600萬千瓦時，實際上網電量為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月綠電交易實際結算電量280萬千瓦時。

2025年12月省內月度月內電能量集中交易加權均價為0.35元/千瓦時。

1.2025年12月機制電量差價結算電費

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

差價結算電量=Min（實際上網電量，月度機制電量）=600萬千瓦時

差價結算電費=差價結算電量×（機制電價－月度月內電能量集中交易加權均價）=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成。其中：

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

電能量電費=常規直購合同電量×常規直購合同電價+綠電合同電量×綠電合同電能量價格+超發5%以內電量×月度月內電能量集中交易加權均價+超發5%—10%電量×月度月內電能量集中交易加權均價×0.9=278.0625萬元

綠證電費。綠證結算電量=Min（當月省內綠電合同電量，發電企業扣除機制電量后的剩余上網電量，用戶綠電交易實際結算電量）=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=綠證結算電量×綠證價格=2萬元

市場交易總結算電費=電能量電費+綠證電費=280.0625萬元

3.2025年12月總電費

該項目12月總電費=差價結算電費+市場化交易電費=292.0625萬元

（三）電力現貨市場連續結算試運行后增量集中式新能源項目

某增量集中式風電項目競得機制電價0.35元/千瓦時，分月機制電量規模600萬千瓦時。2026年6月實際上網電量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，該項目結算采用的實時市場加權均價0.13元/千瓦時，中長期合同電量按中長期結算參考點實時市場價格計算的加權均價0.135元/千瓦時，全省風電項目結算采用的實時市場加權均價0.15元/千瓦時。

1.2026年6月機制電量差價結算電費

差價結算電量=Min（實際上網電量，月度機制電量）=600萬千瓦時

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

2.2026年6月市場化交易電費

市場化交易電費=實際上網電量×該項目結算采用的實時市場加權均價+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算參考點實時市場價格計算的加權均價）=105.5萬元

3.總電費計算

當月總電費=機制電量差價電費+市場化交易電費=225.5萬元