四川省发布的《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）》，是对国家发展改革委、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）的承接与细化，核心内容涵盖存量项目机制电价、增量项目竞价机制、执行期限及配套政策，旨在推动新能源电价全面市场化。以下为具体分析：
一、存量项目机制电价
适用范围：2025年6月1日前投产的新能源存量项目，包括集中式光伏、分布式光伏、集中式风电、分散式风电等。
机制电价：按现行燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行。这一电价水平旨在保障存量项目的合理利益，确保改革平稳过渡。
机制电量：
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确定，风电为400小时，光伏为300小时。
集中式扶贫新能源项目：机制电量按实际上网电量确定。
分布式和分散式新能源项目：2024年1月1日前投产的，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，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。
执行期限：自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。
二、增量项目竞价机制
适用范围：2025年6月1日及以后投产的新能源增量项目。
竞价机制：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。
竞价上下限：
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。这一上下限设置旨在平衡新能源项目的合理成本收益与电力市场供需形势，确保竞价公平、有序进行。
后续年度竞价上下限水平将另行明确。
机制电量：
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。
执行期限：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。
三、配套政策与保障措施
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》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。
优化市场环境：
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。
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。
加强监管与评估：
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。
加强对新能源项目参与电力市场交易的监管与评估，确保市场公平、有序运行。
