中國儲能網(wǎng)訊：9月30日，四川省發(fā)展和改革委員會 四川省能源局發(fā)布關于印發(fā)《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知。
存量項目
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(guī)模按照現(xiàn)行新能源項目優(yōu)先電量規(guī)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(wǎng)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(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)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(wǎng)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(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執(zhí)行。
3.執(zhí)行期限
存量新能源項目機制電量和電價自本方案印發(fā)次月起執(zhí)行，機制執(zhí)行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應日期和投產(chǎn)滿20年對應日期的較早者確定。
增量項目
1.機制電量競價規(guī)模
增量新能源項目機制電量年度總規(guī)模綜合當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數(shù)、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(wěn)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(guī)模，按存量項目優(yōu)先利用小時數(shù)和增量裝機規(guī)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(guī)模不高于其發(fā)電能力的80%，并結合可持續(xù)發(fā)展價格結算機制情況調(diào)整。集中式新能源項目發(fā)電能力按項目核準（備案）多年平均發(fā)電量（若無多年平均發(fā)電量，則按多年平均利用小時數(shù)×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(fā)電量、多年平均利用小時數(shù)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(fā)電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發(fā)電量確定；分散式風電、分布式光伏項目發(fā)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(wǎng)電量（區(qū)分全額上網(wǎng)或余電上網(wǎng)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(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)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(fā)電成本常態(tài)化調(diào)查制度，根據(jù)項目合理成本收益、綠色環(huán)境價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、技術發(fā)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(xù)年度競價上下限水平另行明確。
3.執(zhí)行期限
增量新能源項目機制電量和電價自省發(fā)展改革委、省能源局公布競價結果次月起執(zhí)行，其中未投產(chǎn)項目自項目申報的投產(chǎn)時間次月起執(zhí)行，執(zhí)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(guī)模，次年機制電量規(guī)模不得高于當年，機制執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目機制執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。項目實際投產(chǎn)時間較競價申報投產(chǎn)時間延遲不超過6個月的，實際投產(chǎn)日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續(xù)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(nèi)不得參與競價。在川能源企業(yè)要加強下級企業(yè)管理，避免延期投產(chǎn)的情況出現(xiàn)。
附公告：
關于印發(fā)《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知
(川發(fā)改價格〔2025〕480號)
各市（州）發(fā)展改革委（能源局、辦）、電力運行主管部門，國網(wǎng)四川省電力公司，四川電力交易中心有限公司，地方電網(wǎng)企業(yè)，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(wǎng)電價市場化改革，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），結合我省實際，省發(fā)展改革委、省能源局研究制定了《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，現(xiàn)印發(fā)你們，請抓好貫徹執(zhí)行。
四川省發(fā)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(wǎng)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(tǒng)籌能源安全保障與綠色低碳發(fā)展，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，加快構建新型電力系統(tǒng)，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)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(fā)展特點的可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，推動風電、光伏新能源上網(wǎng)電量全面參與電力市場交易，確保2025年底前實現(xiàn)新能源上網(wǎng)電價全面市場化，促進新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。
二、基本原則
堅持深化改革。進一步深化新能源上網(wǎng)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(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)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(jīng)濟發(fā)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(fā)揮市場作用，確保改革平穩(wěn)推進。
堅持統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。加強與電力中長期市場、現(xiàn)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(wǎng)企業(yè)代理購電等政策的協(xié)同，做好與其他類型電源價格機制的協(xié)調(diào)，推動新型電力系統(tǒng)建設。
三、推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成
（一）推動新能源上網(wǎng)電量參與市場交易。
國網(wǎng)四川省電力公司（以下簡稱“國網(wǎng)四川電力”）、地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)供區(qū)內(nèi)新能源項目，上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價全部通過市場交易形成。
（二）建立健全電力現(xiàn)貨市場交易和價格機制。
建立“多電源參與、全電量優(yōu)化、全水期覆蓋”的電力現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場，也可聚合后“報量報價”或“報量不報價”參與現(xiàn)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(xiàn)貨市場價格接受者。適時建立節(jié)點邊際電價機制，現(xiàn)貨市場價格上限綜合考慮我省工商業(yè)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(huán)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(tài)調(diào)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(xiàn)逐日開市?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行前，新能源項目全電量參與中長期交易?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行后，機制電量初期由電網(wǎng)企業(yè)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(nèi)容并靈活調(diào)整。探索新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)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(guī)則，加強分布式聚合商監(jiān)督管理。
（四）完善電力輔助服務市場價格機制。
完善省內(nèi)輔助服務市場品種，健全調(diào)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(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行后，調(diào)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(guī)則執(zhí)行，參與省內(nèi)電能量市場交易的新能源上網(wǎng)電量不再分攤。
四、建立健全支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度機制
（五）建立新能源可持續(xù)發(fā)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(xù)發(fā)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(wǎng)企業(yè)按照可持續(xù)發(fā)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(shù)時，在發(fā)電企業(yè)市場化結算費用中作相應扣除）?，F(xiàn)貨市場連續(xù)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(guī)完成變更手續(xù)的，不影響可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行。
電網(wǎng)企業(yè)每月對機制電量開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費用，并以“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算費用”科目列示，由全省工商業(yè)用戶分攤或分享（不含藏區(qū)留存電量、棄水電量消納、原低價區(qū)當?shù)匦∷姳Ｕ想娏浚?，電網(wǎng)企業(yè)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(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行前，根據(jù)省內(nèi)當月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權均價確定；現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行后，根據(jù)同類型（分為光伏、風電，下同）發(fā)電項目結算采用的實時市場價格按月加權確定。省發(fā)展改革委根據(jù)現(xiàn)貨市場建設情況適時調(diào)整市場交易均價確定方式。
如新能源項目月度實際上網(wǎng)電量低于當月分解的機制電量，按實際上網(wǎng)電量結算，剩余的機制電量在年內(nèi)后續(xù)月份逐月滾動清算。若年底仍未達到年度機制電量規(guī)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(zhí)行期限。
存量新能源項目是指2025年6月1日前投產(chǎn)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(guī)模按照現(xiàn)行新能源項目優(yōu)先電量規(guī)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(wǎng)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(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)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(wǎng)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(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執(zhí)行。
3.執(zhí)行期限
存量新能源項目機制電量和電價自本方案印發(fā)次月起執(zhí)行，機制執(zhí)行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應日期和投產(chǎn)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(diào)度名：興川）枯、平水期各月機制電量規(guī)模按照實際上網(wǎng)電量確定，豐水期不設機制電量。機制執(zhí)行期限內(nèi)不可自行調(diào)整或選擇退出。機制電價及機制執(zhí)行期限按照競爭性配置相關政策執(zhí)行。
存量集中式新能源項目年度機制電量上限規(guī)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(wǎng)上國網(wǎng)”APP、95598網(wǎng)站進行公布，各電網(wǎng)企業(yè)同步在官方網(wǎng)站和APP進行公布。在年度機制電量上限范圍內(nèi)，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(guī)模，次年機制電量規(guī)模不得高于當年，機制執(zhí)行期限內(nèi)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(wǎng)企業(yè)申請，申請退出后次月起不再執(zhí)行機制電量、電價相關政策。新能源項目機制執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)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(zhí)行期限。
增量新能源項目是指2025年6月1日及以后投產(chǎn)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(qū)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(guī)模
增量新能源項目機制電量年度總規(guī)模綜合當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數(shù)、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(wěn)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(guī)模，按存量項目優(yōu)先利用小時數(shù)和增量裝機規(guī)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(guī)模不高于其發(fā)電能力的80%，并結合可持續(xù)發(fā)展價格結算機制情況調(diào)整。集中式新能源項目發(fā)電能力按項目核準（備案）多年平均發(fā)電量（若無多年平均發(fā)電量，則按多年平均利用小時數(shù)×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(fā)電量、多年平均利用小時數(shù)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(fā)電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發(fā)電量確定；分散式風電、分布式光伏項目發(fā)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(wǎng)電量（區(qū)分全額上網(wǎng)或余電上網(wǎng)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(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)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(fā)電成本常態(tài)化調(diào)查制度，根據(jù)項目合理成本收益、綠色環(huán)境價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、技術發(fā)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(xù)年度競價上下限水平另行明確。
3.執(zhí)行期限
增量新能源項目機制電量和電價自省發(fā)展改革委、省能源局公布競價結果次月起執(zhí)行，其中未投產(chǎn)項目自項目申報的投產(chǎn)時間次月起執(zhí)行，執(zhí)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(guī)模，次年機制電量規(guī)模不得高于當年，機制執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目機制執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。項目實際投產(chǎn)時間較競價申報投產(chǎn)時間延遲不超過6個月的，實際投產(chǎn)日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續(xù)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(nèi)不得參與競價。在川能源企業(yè)要加強下級企業(yè)管理，避免延期投產(chǎn)的情況出現(xiàn)。
五、強化政策銜接協(xié)同
（八）強化與新能源發(fā)展規(guī)劃政策協(xié)同。
加強電網(wǎng)和電源規(guī)劃統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、網(wǎng)源建設銜接，保障新能源項目和配套送出工程同步規(guī)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(shù)內(nèi)的補貼標準，按照原有規(guī)定執(zhí)行。新能源參與市場后因自身報量報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，各地不得以強制或變相自愿配套產(chǎn)業(yè)、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(fā)展政策協(xié)同。
取消新能源項目強制配儲（包含配建和租賃）相關規(guī)定，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)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(xié)議）的，按雙方約定等妥善處理，合同（協(xié)議）變更后應及時變更備案信息。
按照省發(fā)展改革委、省能源局《關于促進新型儲能積極健康發(fā)展的通知》（川發(fā)改能源〔2024〕665號）要求配儲的新能源項目，銜接原優(yōu)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(xié)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(wǎng)（以調(diào)度機構出具的首次并網(wǎng)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(wǎng)的，自6月1日起執(zhí)行，并扣除該項目已支持原優(yōu)先電量的對應月數(shù)；6月1日后建成并網(wǎng)的，自儲能項目建成并網(wǎng)次月起執(zhí)行，并扣除該項目已支持原優(yōu)先電量的對應月數(shù)。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(wǎng)次月至電力現(xiàn)貨市場連續(xù)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(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的支持小時數(shù)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(zhí)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(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中明確的支持小時數(shù)和分解原則確定，2026年起按12.5小時確定。
推動實現(xiàn)新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，利用儲能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效利用。
（十）強化與電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度銜接。
新能源全部進入電力市場后，電網(wǎng)企業(yè)代理居民農(nóng)業(yè)和工商業(yè)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(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行前，其上網(wǎng)電量按省內(nèi)當月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權均價結算。
（十一）加強地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)相關政策銜接。
地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)余電上網(wǎng)價格，現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行前，按照省內(nèi)當月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權均價確定；現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行后，按照上網(wǎng)所在并網(wǎng)點實時市場出清價格確定。地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)網(wǎng)內(nèi)新能源項目機制電量差價結算費用通過網(wǎng)間電費結算傳導，納入系統(tǒng)運行費用。
（十二）強化與綠電綠證交易政策協(xié)同。
省內(nèi)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(wǎng)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(fā)電企業(yè)根據(jù)機制外電量發(fā)電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。納入可持續(xù)發(fā)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(wǎng)電價市場化改革精神，會同電網(wǎng)企業(yè)、市場運營機構加強政策宣傳解讀，幫助企業(yè)熟悉電力市場規(guī)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(zhì)量發(fā)展、促進新型電力系統(tǒng)建設、加快全國統(tǒng)一電力市場建設的共識。
（十四）強化政策執(zhí)行。
國網(wǎng)四川電力要加快建設機制電量和電價競價系統(tǒng)，各電網(wǎng)企業(yè)按要求做好競價組織、相關差價結算協(xié)議（合同）簽訂、新能源項目上網(wǎng)電費和差價電費結算等工作，對機制電量和電價執(zhí)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(guī)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(guī)定及時披露各類型新能源發(fā)電項目市場交易價格等信息。
（十五）建立常態(tài)化調(diào)查制度。
統(tǒng)籌考慮各類電源發(fā)電特性、技術革新等因素，建立發(fā)電和儲能等成本常態(tài)化調(diào)查制度，區(qū)分機組類型，對發(fā)電項目固定成本、變動成本、啟停成本等開展調(diào)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(qū)間、執(zhí)行期限等提供數(shù)據(jù)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(jiān)管，保障新能源項目公平參與交易，促進電力市場平穩(wěn)運行。電網(wǎng)企業(yè)、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(fā)現(xiàn)苗頭性、傾向性、潛在性問題，提出針對性措施建議，并向省發(fā)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(guī)予以嚴肅處理，確保新能源上網(wǎng)電價市場化改革平穩(wěn)有序推進。
（十七）做好跟蹤評估。
省發(fā)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(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，組織力量系統(tǒng)評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面影響，及時總結改革成效，不斷完善政策措施、優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化，條件成熟時擇機退出。
本方案自印發(fā)之日起執(zhí)行，現(xiàn)行政策與本方案不符的，以本方案規(guī)定為準。國家和省政策如有調(diào)整，從其規(guī)定。執(zhí)行過程中遇到問題，請及時報告省發(fā)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(fā)展改革委牽頭，委托國網(wǎng)四川省電力公司（以下簡稱“國網(wǎng)四川電力”）在競價平臺組織競價，電網(wǎng)企業(yè)負責供區(qū)內(nèi)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(chǎn)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(diào)節(jié)和控制的能力，具有固定經(jīng)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(tǒng)和客戶服務平臺?，F(xiàn)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(zhì)，收益分配規(guī)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(xié)商確定。
第二條 競價項目范圍
2025年6月1日及以后投產(chǎn)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(fā)布時未投產(chǎn)，但經(jīng)項目業(yè)主單位自行評估，在次年內(nèi)可投產(chǎn)的新能源項目。
（二）競價公告發(fā)布時已投產(chǎn)，但從未納入過機制執(zhí)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(zhí)行范圍的不再參與競價，未納入機制執(zhí)行范圍的按照新核準（備案）多年平均發(fā)電量（若無多年平均發(fā)電量，則按多年平均利用小時數(shù)×新核準或備案裝機容量確定）作為競價依據(jù)參與競價。項目新核準（備案）中無多年平均發(fā)電量、多年平均利用小時數(shù)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(fā)電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發(fā)電量確定。
第二章 競價準備
第三條 發(fā)布年度競價通知
省發(fā)展改革委、省能源局原則上每年10月底前發(fā)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(guī)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(wǎng)電量（區(qū)分全額上網(wǎng)或余電上網(wǎng)模式）、預計本次競價風電、光伏新能源項目總裝機規(guī)模等事項。
第四條 發(fā)布競價組織公告
競價通知發(fā)布后2個工作日內(nèi)，國網(wǎng)四川電力在“新能源云”服務平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”APP、95598網(wǎng)站發(fā)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(fā)布后，擬參與競價的新能源項目，應在7日內(nèi)，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(wǎng)上國網(wǎng)”APP、95598網(wǎng)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(wǎng)企業(yè)已實現(xiàn)與競價平臺線上數(shù)據(jù)交互的，可通過所在地方電網(wǎng)企業(yè)資料提交入口提交項目競價相關資料。
（一）已投產(chǎn)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(yè)執(zhí)照、電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）、并網(wǎng)調(diào)度協(xié)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(yè)執(zhí)照（非自然人戶用、工商業(yè)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(fā)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(xié)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(fā)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(chǎn)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(yè)執(zhí)照、電網(wǎng)企業(yè)出具的接入系統(tǒng)設計方案書面回復意見、投產(chǎn)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(yè)分布式光伏項目需提供項目備案文件、營業(yè)執(zhí)照、項目接入系統(tǒng)方案或方案研究答復單、發(fā)電地址權屬證明、投產(chǎn)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(xié)議等。（4）集中式新能源、分散式風電項目核準（備案）主體發(fā)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(nèi)完成競價資料審核。電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)職能職責對提交資料的完整性、合規(guī)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(nèi)的相關材料進行審核，審核結果提交省發(fā)展改革委，省發(fā)展改革委將能源主管部門審核未通過的新能源項目統(tǒng)一退回。新能源項目應在退回后3個工作日內(nèi)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(wǎng)四川電力匯總符合競價資質(zhì)條件的項目名單，并在“新能源云”服務平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”APP和95598網(wǎng)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(wǎng)在其官方網(wǎng)站同步公示，公示期為3個工作日。公示內(nèi)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(guī)模等。對公示結果有異議的，公示期內(nèi)通過“新能源云”服務平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”APP、95598網(wǎng)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(nèi)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(nèi)，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(wǎng)上國網(wǎng)”APP或95598網(wǎng)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(guī)模上限根據(jù)其發(fā)電能力一定比例確定，具體按省發(fā)展改革委、省能源局明確的比例執(zhí)行。集中式新能源項目發(fā)電能力按項目核準（備案）多年平均發(fā)電量（若無多年平均發(fā)電量，則按多年平均利用小時數(shù)×核準或備案裝機容量）確定，項目核準（備案）中無多年平均發(fā)電量、多年平均利用小時數(shù)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(fā)電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發(fā)電量確定。分散式風電、分布式光伏項目發(fā)電能力按所在市（州）近3年單位裝機年平均上網(wǎng)電量（區(qū)分全額上網(wǎng)或余電上網(wǎng)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(xié)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(xié)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(guī)模少于年度競價電量總規(guī)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(guī)模比例，對年度競價電量總規(guī)模調(diào)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(yōu)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(guī)模。若邊際項目（含多個）申報電量完全納入后，申報電量總規(guī)模超出年度競價電量總規(guī)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(guī)模范圍內(nèi)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(xù)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(xù)年度機制電量競價。
若競價主體申報電量規(guī)模不超過年度競價電量總規(guī)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(wǎng)四川電力在“新能源云”服務平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”APP和95598網(wǎng)站向社會公眾公示擬入選項目，地方電網(wǎng)在其官方網(wǎng)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(wǎng)企業(yè)、機制電量、機制電價、機制電價執(zhí)行期限。對公示內(nèi)容有異議的、自愿放棄競價結果的，公示期內(nèi)通過“新能源云”服務平臺、“網(wǎng)上國網(wǎng)”APP、95598網(wǎng)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(nèi)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(jīng)省發(fā)展改革委、省能源局審定后，由省發(fā)展改革委及時在門戶網(wǎng)站公布競價結果，各電網(wǎng)企業(yè)同步在官方網(wǎng)站和APP進行公布，競價結果公布視為納入機制執(zhí)行范圍。公布內(nèi)容包括各類型競價項目個數(shù)、機制電量規(guī)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(wǎng)企業(yè)、機制電量、機制電價執(zhí)行期限等。
第十二條 簽訂差價結算協(xié)議（合同）
《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》印發(fā)后2個月內(nèi)，存量新能源項目與電網(wǎng)企業(yè)完成相關差價結算協(xié)議（合同）簽訂。競價結果公布后2個月內(nèi)，入選項目與電網(wǎng)企業(yè)完成相關差價結算協(xié)議（合同）簽訂。差價結算協(xié)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(chǎn)。如項目實際投產(chǎn)時間較申報投產(chǎn)時間延遲不超過6個月，實際投產(chǎn)日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續(xù)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(nèi)不得參與競價。
電網(wǎng)企業(yè)要按照新能源項目申報投產(chǎn)時間，跟蹤新能源項目建設、投產(chǎn)情況，并按月將履約相關情況報省發(fā)展改革委，對新能源項目在申報時間6個月內(nèi)投產(chǎn)的、超過申報時間6個月未投產(chǎn)的，應及時將履約和考核相關情況報省發(fā)展改革委審核確認。因重大政策調(diào)整、自然災害等不可抗力，或電網(wǎng)企業(yè)負責建設的電網(wǎng)接網(wǎng)工程未按期投用導致的新能源項目投產(chǎn)延期，經(jīng)省能源局認定后，省發(fā)展改革委據(jù)此免除履約考核。
第十四條 并網(wǎng)監(jiān)督
（一）接網(wǎng)工程建設進度。電網(wǎng)企業(yè)應根據(jù)電源電網(wǎng)規(guī)劃，結合新能源建設周期做好并網(wǎng)服務，嚴格按照時間節(jié)點做好接網(wǎng)工程建設及并網(wǎng)調(diào)試工作。建立并網(wǎng)進度跟蹤機制，向社會公布接網(wǎng)工程建設計劃，并按月公開項目進展，堅決避免因電網(wǎng)企業(yè)原因導致新能源項目不能按期投產(chǎn)。對未按規(guī)劃建設時序建成的接網(wǎng)工程，電網(wǎng)企業(yè)應向省發(fā)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(chǎn)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(wǎng)上國網(wǎng)”APP或95598網(wǎng)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(xié)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(xù)；升壓站用地手續(xù)情況；是否已簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，項目本體、接網(wǎng)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(nèi)禁止參與競價，省發(fā)展改革委、四川能源監(jiān)管辦、省能源局按照相關規(guī)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(chǎn)、停業(yè)或進入破產(chǎn)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(nèi)；
（三）近3年存在騙取中標或嚴重違約，經(jīng)有關部門認定的因其自身原因引起的重大及以上質(zhì)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(wǎng)站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執(zhí)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(yōu)先由電網(wǎng)企業(yè)與競價主體協(xié)商解決，協(xié)商未果的可提請省發(fā)展改革委調(diào)解。對于調(diào)解不成的爭議問題，優(yōu)先按雙方合同或協(xié)議約定的爭議條款解決，未簽訂合同或協(xié)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(xié)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(fā)生爭議時應首先與聚合商協(xié)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(guī)則及國家和省相關規(guī)定，依法合規(guī)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(guī)定，充分發(fā)揮市場自律和社會監(jiān)督作用，切實履行好市場監(jiān)控和風險防控責任，對違反競價規(guī)則、擾亂市場秩序等行為依規(guī)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(guī)范四川省內(nèi)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(wǎng)企業(yè)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(fā)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(xù)發(fā)展價格結算機制的電量、電價、執(zhí)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(fā)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(guī)模、機制電量、機制電價、執(zhí)行年限、執(zhí)行開始時間類別（申報投產(chǎn)時間、競價入選時間、實際投產(chǎn)時間）、執(zhí)行終止時間類別（自愿退出、到期退出）、申報投產(chǎn)時間、競價入選時間、實際投產(chǎn)時間、自愿退出時間、到期退出時間等。
（三）根據(jù)機制執(zhí)行情況建立或更新執(zhí)行差價結算的新能源項目臺賬，確保執(zhí)行差價結算的新能源項目檔案準確。
第二條 存量項目執(zhí)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(wǎng)電價市場化改革實施方案》印發(fā)次月起執(zhí)行，截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應日期和投產(chǎn)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(zhí)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(zhí)行期限
增量新能源項目機制電量和電價自省發(fā)展改革委、省能源局公布競價結果次月起執(zhí)行，其中未投產(chǎn)項目自項目申報的投產(chǎn)時間次月起執(zhí)行，機制執(zhí)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(chǎn)時間較競價申報投產(chǎn)時間延遲不超過6個月的，實際投產(chǎn)日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續(xù)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(diào)整等原因機制電量、電價發(fā)生變更的，電網(wǎng)企業(yè)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(xié)議簽訂
第五條 協(xié)議簽訂規(guī)范
《四川省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》印發(fā)后2個月內(nèi)，存量新能源項目與電網(wǎng)企業(yè)完成相關差價結算協(xié)議（合同）簽訂。競價結果公布后2個月內(nèi)，入選項目與電網(wǎng)企業(yè)完成相關差價結算協(xié)議（合同）簽訂。相關差價結算協(xié)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(xié)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(zhí)行起始月開始的差價費用。差價結算協(xié)議（合同）簽訂前，僅結算市場交易電費。
第六條 協(xié)議變更
新能源項目發(fā)生名稱變更、法人變更等應及時重新簽訂差價結算協(xié)議（合同）。新能源項目過戶承接原戶機制電量、機制電價、執(zhí)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(wǎng)企業(yè)申請變更次年機制電量，重新簽訂相關差價結算協(xié)議（合同）。變更后的機制電量不得大于原簽訂差價結算協(xié)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(wǎng)企業(yè)申請，申請退出后次月起不再執(zhí)行機制電量、電價相關政策。新能源項目機制執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
第三章 計量結算
第八條 計量管理
電網(wǎng)企業(yè)應當根據(jù)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(guī)范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產(chǎn)權分界點，產(chǎn)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(wǎng)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(shù)據(jù)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(wǎng)企業(yè)。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?，F(xiàn)貨市場運行時，電網(wǎng)企業(yè)按照省內(nèi)現(xiàn)貨市場規(guī)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(wǎng)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(shù)據(jù)推送至四川電力交易中心。分時計量數(shù)據(jù)采集失敗時，根據(jù)相關政策明確的擬合規(guī)則擬合電量數(shù)據(jù)并推送。
（三）月度結算電量抄核及推送。每月初，電網(wǎng)企業(yè)開展月度結算上網(wǎng)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(nèi)電力市場交易規(guī)則，將直接參與、聚合參與市場交易的新能源項目上月上網(wǎng)電量數(shù)據(jù)、月度機制電量推送至四川電力交易中心。
（四）月度結算依據(jù)出具。四川電力交易中心根據(jù)省內(nèi)電力市場交易規(guī)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(jù)（不含機制電量差價結算電費，下同），推送電網(wǎng)企業(yè)；同步推送省內(nèi)當月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權均價（省內(nèi)現(xiàn)貨市場連續(xù)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(jù)。
（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(wǎng)企業(yè)根據(jù)四川電力交易中心出具的結算依據(jù)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(wǎng)企業(yè)根據(jù)四川電力交易中心推送的省內(nèi)當月月度和月內(nèi)電能量集中交易加權均價（省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)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(wǎng)企業(yè)應結合新能源項目月度機制電量、機制電價、上網(wǎng)電量及市場交易均價等數(shù)據(jù)，核算新能源項目機制電量差價結算電費。
（七）電費結算。電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)電量低于當月分解的機制電量，按實際上網(wǎng)電量結算，剩余的機制電量在后續(xù)月份內(nèi)滾動清算。新能源項目調(diào)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(guī)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(wǎng)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(wǎng)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(zhí)行期限內(nèi)的新能源項目，電網(wǎng)企業(yè)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(tǒng)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(nèi)通知電網(wǎng)企業(yè)，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(fā)布?，F(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行前，按照省內(nèi)當月月度和月內(nèi)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(fā)布相關價格；現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行后，按照同類型發(fā)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(fā)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(guī)定調(diào)整時，從其規(guī)定。
第十四條 機制電價
存量新能源項目機制電價按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價0.4012元/千瓦時（含稅、下同）執(zhí)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(zhí)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(jù)差價結算協(xié)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(nèi)及時、足額向電網(wǎng)企業(yè)開具增值稅專用發(fā)票，并送達電網(wǎng)企業(yè)。若出現(xiàn)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(nèi)向電網(wǎng)企業(yè)支付相關費用。
第十六條 地方電網(wǎng)增量配電網(wǎng)結算費用傳導
地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)應于每月10日前將網(wǎng)內(nèi)新能源項目機制電量差價結算電費執(zhí)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(fā)展改革委，并函告國網(wǎng)四川電力。國網(wǎng)四川電力據(jù)此與地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)在電費結算時傳導上月實際支付費用，相關費用納入系統(tǒng)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(fā)生機制電量、差價結算電費差錯，電網(wǎng)企業(yè)應及時對實際發(fā)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(wǎng)企業(yè)應優(yōu)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(xiàn)差價電費單獨歸集、單獨反映。
第四章 工作規(guī)范
第十九條 職責分工
省發(fā)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(wǎng)企業(yè)負責供區(qū)內(nèi)新能源項目的機制電量結算工作。新能源項目按規(guī)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(wǎng)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(jù)機制電量、機制電價、差價結算電費、工商業(yè)用戶電量規(guī)模等測算和清算差價結算電費，納入系統(tǒng)運行費用疏導。
第二十一條 爭議處理
電費結算過程中出現(xiàn)的爭議，由地方價格主管部門協(xié)調(diào)解決，協(xié)商未果的可提請省發(fā)展改革委調(diào)解。
第二十二條 數(shù)據(jù)管理
電網(wǎng)企業(yè)應建立完善的數(shù)據(jù)采集和管理系統(tǒng)，確保數(shù)據(jù)安全、準確。新能源項目應保存發(fā)電數(shù)據(jù)及相關資料，以備核查。
第二十三條 定期報告
國網(wǎng)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(fā)展改革委，抄送省能源局。
第二十四條 監(jiān)督管理
各級價格主管部門要積極會同當?shù)赜嘘P監(jiān)管部門，加強對本地區(qū)新能源項目機制電量差價結算工作的日常監(jiān)督。
