数字储能网讯：近日，《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（以下简称《方案》）对外征求意见。作为全国水电第一大省，四川电力系统长期面临“丰枯矛盾突出、市场价格机制待完善”的发展命题。截至 2025年6月末，四川省水电装机容量10376万千瓦，占比69%，风电装机容量为900万千瓦，占比6%，光伏装机容量为1570万千瓦，占比10%。这种特殊的电源结构既赋予了四川清洁低碳的能源禀赋，也带来了现货市场连续运行难、新能源消纳波动大等挑战。在此背景下，《方案》的出台，以系统性机制创新破解发展难题，构建起价格机制建立、市场体系完善的新能源参与新格局，为全国新型电力系统建设提供了“四川方案”。
价格机制革新
构建新能源市场化价格体系
从新能源市场价格形成机制来说，一是明确了省网、地方电网、增量配电网覆盖范围内的全部新能源项目，其上网电量100%进入电力市场。标志着新能源计划与市场双轨制运行的终结，为电力市场注入了新的活力。随着新能源全面进入市场，一方面，电力市场的交易主体类型更加丰富，不再局限于部分发电主体，让市场参与结构更趋多元；另一方面，交易电量规模也随之扩大，进一步提升了电力市场的活跃度与流动性。新能源可根据自身实际选择报量报价、不报量不报价或聚合的方式参与市场，通过市场形成清晰的价格信号。通过响应价格信号，将更加高效地引导电力资源配置优化，从根本上打破新能源以往单纯追求装机规模的发展惯性，有效推动新能源产业从“量变”迈向“质变” 的高质量发展新阶段。
二是建立新能源可持续发展价格结算机制，稳定新能源主体市场收益。为避免新能源项目全面进入市场后，无法抵御市场价格波动造成的收益损失，因难以抵御市场价格波动而面临收益损失，在场外建立可持续发展价格结算机制，为新能源主体的收益稳定提供制度保障。对纳入机制的电量，按照机制电价与市场交易均价之差开展差价结算。现货市场连续结算试运行后，机制电量不再开展其他形式的差价结算，以避免新能源利用杠杆过度套利，或由于新能源不熟悉市场交易规则带来不必要的损失。通过“机制兜底+市场竞争”的双重设计，既稳定了新能源项目合理收益预期，为行业长期投资发展树立信心，又避免了部分新能源项目形成“躺平式”参与市场的心态，倒逼新能源主体自主优化报价策略、合理投资，让市场决定“谁发电、发多少电、电价水平如何”。
三是实行“新老划断”管理，强化新旧政策平稳衔接。针对存量新能源项目，充分结合省内不同技术类型、开发模式项目的实际运营情况，实行差异化的机制电量保障规模，对集中式、分布式、分散式新能源项目实行不同的机制电量保障规模；对通过竞配置方式建设的项目，进一步考虑不同水期发电条件的差异，设置不同的机制电量规模，确保项目在不同发电周期内均能获得合理收益保障。在电价标准上，存量项目统一执行现行燃煤发电基准价0.4012 元 / 千瓦时。对于增量新能源项目，采用分类竞价方式，避免了不同类型电源成本差异较大、同台竞价时可能发生的竞争失衡的局面。同时，结合当前新能源项目的实际建设成本水平，设定增量项目竞价价格上下限，引导新能源项目依据自身真实成本理性报价，通过竞争倒逼技术进步和成本下降，充分发挥市场竞争在资源配置中的作用。
市场建设突破
打造全链条协同的市场运行体系
《方案》不仅明确了新能源上网电价市场化改革的相关事项，更针对四川现货市场下一步建设制定了全新工作方案，为四川构建可连续运行的成本型现货市场、更高效发挥市场价格发现功能指明了清晰方向。
一是健全电力现货市场交易与价格形成机制，为市场功能完善奠定基础。四川作为全国第一批现货市场试点地区，受独特的资源禀赋和季节性差异影响，每年仅在枯水期运行电力现货市场且仅允许燃煤发电主体参与市场，四川现货市场一直没有实现连续运行，难以形成覆盖全年的完整价格信号。在此次的《方案》中，明确四川将建立“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的电力现货市场新框架，打破此前仅燃煤发电参与的局限，为四川电力现货市场实现连续运行创造了有利条件，也为真实反映市场价格、充分发挥价格信号引导作用奠定了基础。
二是建立常态化发电机组成本调查制度，为电力现货市场健康运行提供成本数据支撑。在现货市场运行中，发电机组的实际运行成本涵盖启动成本、电能边际成本以及其他固定成本等，原有四川市场并没有建立相应补偿机制，导致经营主体在参与市场报价时，需将无法回收的成本全额纳入报价考量，间接推高了现货申报价格，偏离电力真实供需对应的合理价格区间。多电源入市后，市场供需格局宽松，部分时段现货价格可能降至较低水平，经营主体或将无法通过市场回收全部成本。通过建立成本调查机制，为后续建立各类型电源成本补偿机制及市场价格限值的合理确定提供数据支撑，保障现货市场在合理成本区间内高效运转。
三是完善中长期市场交易与价格形成机制，为现货市场稳定运行提供配套支撑。《方案》明确，现货市场连续结算试运行后，机制电量初期由电网企业代表全体用户与新能源项目按年度签订中长期合同，合同价格为中长期结算参考点价格。这一机制设计具有双重关键作用：一方面通过电网企业代理签订中长期合同，有效降低了市场化用户对“机制电量不参与中长期交易，可能导致市场供应减少、推高交易价格”的担忧，为市场化用户吃了一颗“定心丸”；另一方面，将合同价格直接确定为中长期结算参考点价格，可确保该部分电量在后续现货市场结算中不产生额外差价，严格落实了国家 136 号文“初期不再开展其他形式差价结算”的政策要求。
四川方案不仅系统性解决了新能源全面入市后的机制衔接、收益保障与市场运行难题，更构建起“多元参与、协同高效、保障有力”的电力市场新框架，为四川向“新型电力市场强省”转型奠定了制度基础。市场蓝图已绘，前路漫漫亦灿灿。唯有坚定市场化方向，在实践中不断探索、完善与优化，才能在塑造引领新能源高质量发展的电力市场中交出一份满意的答卷！
