解读四川136号文实施方案：高比例水电地区新能源入市改革模版

近日，《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）》（以下简称《方案》）正式发布，标志着四川在推动新能源全面参与电力市场、构建新型电力系统方面迈出关键一步。《方案》立足省情、聚焦实际，系统回应了新能源入市过程中的机制设计、政策衔接和利益协调等核心问题，从市场机制完善、新能源入市方案、配套政策协同三个层面系统布局，构建起“有特色、具实操、能见效”的改革框架。

市场机制深化完善

完善的市场机制是承接新能源入市的基本前提，《方案》围绕四川电力系统实际，从现货、中长期到辅助服务进行全面机制完善，亮点纷呈。

《方案》与特色鲜明的四川电力现货市场实现深度衔接。四川电力现货市场之所以独特，核心源于其特殊的电源装机结构：与全国绝大多数地区不同，四川以水电为绝对主力电源，受水文条件影响，丰水期与枯水期的电力供需格局和市场形势存在显著差异。因此，四川才需构建《方案》中提及的“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的现货市场，这也与前段时间发布的《四川电力现货市场建设方案》保持了一致。基于四川送受电往来频繁、水电占比高、水情动态变化大的实际省情，四川有针对性地选择采用日前预出清模式。《方案》与这一模式实现精准衔接，进一步明确新能源参与现货市场的路径：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。同时细化参与方式：具备条件的集中式新能源通过“报量报价”参与市场；具备条件的分布式新能源可直接或聚合后以“报量报价”或“报量不报价”方式参与优化；不具备条件的新能源则作为“价格接受者”依规入市，对各种情况都考虑在内，在鼓励新能源积极参与市场优化的同时，确保各类新能源主体均能适配市场规则。

《方案》完善中长期签约设计，巧妙解决中长期比例难题。现货市场连续结算试运行后，中长期合约比例成为经营主体尤其关心的问题之一。《方案》通过明确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，灵活解决了两方面难题：一是规避了用户因机制电量无法签约可能面临的中长期偏差考核风险，充分保障用户避险需求；二是将合同价格锚定为“中长期结算参考点价格”，确保无差价产生，既避免新能源额外亏损或过度补贴，又严格落实国家136号文“初期不再开展其他形式差价结算”的要求，让改革红利精准落地。

《方案》引导辅助服务市场提质升级。繁多的辅助服务品种中，调频、备用两类服务适宜通过市场化方式优化。《方案》明确建立健全调频、备用辅助服务市场，并鼓励新能源积极参与。这一举措既释放了“新能源需提升调节能力”的政策信号，又为新能源拓展收益渠道提供支撑。同时，《方案》明确“参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊辅助服务费用”，厘清了经营主体经济责任，也是对国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）的有效落实。

入市机制周密精准

136号文对新能源入市机制进行新老划断，要求存量项目做好衔接，增量项目引入竞争。《方案》实现了对136号文精神的精准贯彻。

存量项目实现“三衔接”，平稳过渡。一是机制电量规模衔接：存量项目机制电量（风电400小时、光伏300小时）与四川2025年优先电量规模计划保持一致；二是机制电量分解方式衔接：不同于已出台136号文实施方案的其他多数省份，四川对机制电量的分解方式并非按“每月等比例”方式分解，而是沿用原优先发电“每月等电量”方式，适配本地管理实践；三是机制电价衔接：存量项目机制电价统一执行燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时，体现了对存量项目的政策连续性和稳定性。

引入竞争机制推动增量项目高质量发展。增量项目引入合理竞争是136号文促进新能源高质量发展的精髓所在，《方案》承接文件精神，一方面明确“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”，避免无效竞争；另一方面将单个项目申报电量上限设定为发电能力的80%，激励优质项目脱颖而出，真正发挥市场优胜劣汰作用。同时《方案》明确提出不得以配套产业、资源税费、电价分成等任何形式增加企业非技术成本，体现出政府对营造公平、透明、可预期市场环境的高度重视，为新能源行业合规、健康和可持续发展奠定坚实基础。

配套机制精准发力

为保障机制有效运行并形成系统合力，《方案》同步在配套机制上做出周密安排，构建起支撑新能源可持续发展的全方位政策体系。

一是储能政策的协同过渡。《方案》明确了136号文“不得将配储作为新能源项目核准、并网前置条件”的要求，同时兼顾政策连续性，基于储能政策实际情况，对2025年底前建成并网的符合条件的配储项目给予一定机制电量支持。这一安排既避免短期内政策波动对储能项目造成冲击，又激励合规储能项目加速投产，同时通过时间节点、并网要求等条件收紧口子，实现政策不脱节、市场不紊乱。

二是代理购电制度完善。《方案》明确新能源优先发电电量转入市场后，代理购电缺口需通过市场化采购，确保新能源入市“入得彻底”，同时推动了电力市场整体机制协同完善。

三是地方电网、增量配网政策破题。《方案》明确了地方电网、增量配网相关电价机制，上网价格方面，非现货时期按照省内当月月度和月内电能量集中交易加权均价确定；现货开展后，按照上网所在并网点实时市场出清价格确定，这是由于地方电网、增量配网自身无法报量报价参与现货市场优化，因此视为现货市场价格接受者，按自身位置执行节点电价，公平合理。同时，机制电量差价结算费用通过网间电费结算传导，纳入系统运行费用，实现了社会责任公平承担。

四是绿电绿证交易规则细化。《方案》严格落实136号文“机制电量不重复获得绿证收益”的要求，明确绿电交易的绿证收益按“合同电量、扣除机制电量后剩余上网电量、用户实际结算电量三者取小值”计算，确保新能源企业绿色收益的合理合规。

《方案》不仅是对国家电改政策的精准落地，更是基于四川实际、聚焦发展难点、系统推进改革的重要创新，是推动四川新能源高质量发展的坚实制度支撑。我们期待，在巴蜀大地这片充满活力与智慧的沃土上，市场机制与绿色发展相得益彰，政策设计与行业实践同频共振，为全国新型电力系统建设与“双碳”目标实现贡献四川力量！