9月5日，四川省发改委发布《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）》（原文见附件），根据文件，

新能源上网电量不再分摊辅助服务费

现货市场连续结算试运行后，调频、备用等辅助服务市场费用分摊主体和分摊方式按我省电力辅助服务市场相关规则执行，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊。

分布式项目的结算上网电价

作为价格接受者参与电力市场的分布式和分散式新能源项目，现货市场连续结算试运行前，其上网电量按省内电力中长期市场月度和月内电能量集中交易加权均价结算

存量项目机制电量、电价和执行期限

1、机制电量

1）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）：上限为风电400小时，光伏300小时

2）存量集中式扶贫新能源项目：按实际上网电量确定

3）存量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，

4）存量分布式和分散式新能源项目（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，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。

2、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。

3.执行期限

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。

甘孜州2020年南部光伏基地正斗一期竞争配置项目（调度名：兴川）枯、平水期各月机制电量规模按照实际上网电量确定，丰水期不设机制电量。机制执行期限内不可自行调整或选择退出。机制电价及机制执行期限按照竞争性配置相关政策执行。

增量项目机制电量、电价和执行期限

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。

1、机制电量

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。

集中式新能源项目发电能力：按项目核准（备案）多年平均发电量确定，项目核准（备案）中无多年平均发电量、多年平均利用小时数等信息的，按项目申请报告（风电）或可研评审意见（光伏）的多年平均发电量确定；

分散式风电、分布式光伏项目发电能力：按项目所在市（州）近3年单位装机平均上网电量（区分全额上网或余电上网模式）和项目装机容量确定。

2.机制电价竞价上下限

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。

3.执行期限

执行期限12年。

未如期并网出发措施

延迟不超过6个月的，实际投产日期当月及以前的机制电量自动失效、不滚动纳入后续月份；

延迟超过6个月的，该项目当次竞价入选结果作废，且3年内不得参与竞价。

取消新能源项目强制配储，配储项目给予奖励

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。配储的新能源项目月度支持机制电量，2026年起按12.5小时确定。

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。

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。

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。

其他省份136号文关键内容参考《20省136号文：新能源上网电价保障性对比！》