9月30日，四川省發改委印發《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》。

存量項目

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模按照現行新能源項目優先電量規模（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能調度優先電量規模計劃》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電量確定。

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）機制電價按現行燃煤發電基準價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執行。

執行期限：存量新能源項目機制電量和電價自本方案印發次月起執行，機制執行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數對應日期和投產滿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（調度名：興川）枯、平水期各月機制電量規模按照實際上網電量確定，豐水期不設機制電量。機制執行期限內不可自行調整或選擇退出。機制電價及機制執行期限按照競爭性配置相關政策執行。

增量項目

機制電量：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模，按存量項目優先利用小時數和增量裝機規模確定，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模不高于其發電能力的80%，并結合可持續發展價格結算機制情況調整。

機制電價：考慮政策銜接，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。后續年度競價上下限水平另行明確。

執行期限：增量新能源項目機制電量和電價自省發展改革委、省能源局公布競價結果次月起執行，其中未投產項目自項目申報的投產時間次月起執行，執行期限12年。

增量新能源項目機制電量和電價通過競價形成，區分風電、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。

具體見下：

各市（州）發展改革委（能源局、辦）、電力運行主管部門，國網四川省電力公司，四川電力交易中心有限公司，地方電網企業，各市場主體：

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，深化新能源上網電價市場化改革，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），結合我省實際，省發展改革委、省能源局研究制定了《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》，現印發你們，請抓好貫徹執行。

四川省發展和改革委員會 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，統籌能源安全保障與綠色低碳發展，深化新能源上網電價市場化改革，加快構建新型電力系統，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔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展特點的可持續發展價格結算機制，推動風電、光伏新能源上網電量全面參與電力市場交易，確保2025年底前實現新能源上網電價全面市場化，促進新能源行業高質量發展。

二、基本原則

堅持深化改革。進一步深化新能源上網電價市場化改革，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）上網電量原則上全部進入電力市場，上網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，綜合考慮經濟發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，更好發揮市場作用，確保改革平穩推進。

堅持統籌協調。加強與電力中長期市場、現貨市場、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、電網企業代理購電等政策的協同，做好與其他類型電源價格機制的協調，推動新型電力系統建設。

三、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量參與市場交易。

國網四川省電力公司（以下簡稱“國網四川電力”）、地方電網、增量配電網供區內新能源項目，上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價全部通過市場交易形成。

（二）建立健全電力現貨市場交易和價格機制。

建立“多電源參與、全電量優化、全水期覆蓋”的電力現貨市場。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”參與現貨市場，也可聚合后“報量報價”或“報量不報價”參與現貨市場。不具備條件的新能源項目以“不報量不報價”的方式作為現貨市場價格接受者。適時建立節點邊際電價機制，現貨市場價格上限綜合考慮我省工商業用戶尖峰電價水平、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，動態調整峰谷時段劃分。

（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，實現逐日開市。現貨市場連續結算試運行前，新能源項目全電量參與中長期交易。現貨市場連續結算試運行后，機制電量初期由電網企業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、交易曲線等內容并靈活調整。探索新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。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則，加強分布式聚合商監督管理。

（四）完善電力輔助服務市場價格機制。

完善省內輔助服務市場品種，健全調頻輔助服務市場，建立備用輔助服務市場，鼓勵新能源參與輔助服務市場。現貨市場連續結算試運行后，調頻、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則執行，參與省內電能量市場交易的新能源上網電量不再分攤。

四、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（五）建立新能源可持續發展價格結算機制。

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立可持續發展價格結算機制。對納入機制的電量（以下簡稱“機制電量”），由電網企業按照可持續發展價格（以下簡稱“機制電價”）與市場交易均價之差開展差價結算（差價為負數時，在發電企業市場化結算費用中作相應扣除）。現貨市場連續結算試運行后，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完成變更手續的，不影響可持續發展價格結算機制執行。

電網企業每月對機制電量開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，并以“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”科目列示，由全省工商業用戶分攤或分享（不含藏區留存電量、棄水電量消納、原低價區當地小水電保障電量），電網企業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，在我省現貨市場連續結算試運行前，根據省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價確定；現貨市場連續結算試運行后，根據同類型（分為光伏、風電，下同）發電項目結算采用的實時市場價格按月加權確定。省發展改革委根據現貨市場建設情況適時調整市場交易均價確定方式。

如新能源項目月度實際上網電量低于當月分解的機制電量，按實際上網電量結算，剩余的機制電量在年內后續月份逐月滾動清算。若年底仍未達到年度機制電量規模，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、電價和執行期限。

存量新能源項目是指2025年6月1日前投產的新能源項目。

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模按照現行新能源項目優先電量規模（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能調度優先電量規模計劃》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）機制電價按現行燃煤發電基準價0.4012元/千瓦時（含稅，下同）執行。

3.執行期限

存量新能源項目機制電量和電價自本方案印發次月起執行，機制執行截止日期按照剩余全生命周期合理利用小時數對應日期和投產滿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（調度名：興川）枯、平水期各月機制電量規模按照實際上網電量確定，豐水期不設機制電量。機制執行期限內不可自行調整或選擇退出。機制電價及機制執行期限按照競爭性配置相關政策執行。

存量集中式新能源項目年度機制電量上限規模信息另文明確。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、“網上國網”APP、95598網站進行公布，各電網企業同步在官方網站和APP進行公布。在年度機制電量上限范圍內，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模，次年機制電量規模不得高于當年，機制執行期限內可自愿申請退出。自愿退出的新能源項目，應提前15個工作日向所在電網企業申請，申請退出后次月起不再執行機制電量、電價相關政策。新能源項目機制執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。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、電價和執行期限。

增量新能源項目是指2025年6月1日及以后投產的新能源項目。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.機制電量競價規模

增量新能源項目機制電量年度總規模綜合當年增量新能源項目裝機容量、合理利用小時數、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模，按存量項目優先利用小時數和增量裝機規模確定，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模不高于其發電能力的80%，并結合可持續發展價格結算機制情況調整。集中式新能源項目發電能力按項目核準（備案）多年平均發電量（若無多年平均發電量，則按多年平均利用小時數×核準或備案裝機容量確定，下同）確定，項目核準（備案）中無多年平均發電量、多年平均利用小時數等信息的，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）的多年平均發電量確定，集中式光伏項目按可研評審意見的多年平均發電量確定；分散式風電、分布式光伏項目發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電量（區分全額上網或余電上網模式）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能調度優先電量規模計劃》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

建立新能源項目發電成本常態化調查制度，根據項目合理成本收益、綠色環境價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、技術發展等因素合理確定競價上下限。考慮政策銜接，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。后續年度競價上下限水平另行明確。

3.執行期限

增量新能源項目機制電量和電價自省發展改革委、省能源局公布競價結果次月起執行，其中未投產項目自項目申報的投產時間次月起執行，執行期限12年。

新能源項目每年11月底前自主確定次年機制電量規模，次年機制電量規模不得高于當年，機制執行期限內可自愿申請退出。新能源項目機制執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。項目實際投產時間較競價申報投產時間延遲不超過6個月的，實際投產日期當月及以前的機制電量自動失效、不滾動納入后續月份；延遲超過6個月的，該項目當次競價入選結果作廢，且3年內不得參與競價。在川能源企業要加強下級企業管理，避免延期投產的情況出現。

五、強化政策銜接協同

（八）強化與新能源發展規劃政策協同。

加強電網和電源規劃統籌協調、網源建設銜接，保障新能源項目和配套送出工程同步規劃、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內的補貼標準，按照原有規定執行。新能源參與市場后因自身報量報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。強化改革與優化環境協同，各地不得以強制或變相自愿配套產業、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）強化與儲能發展政策協同。

取消新能源項目強制配儲（包含配建和租賃）相關規定，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件，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（協議）的，按雙方約定等妥善處理，合同（協議）變更后應及時變更備案信息。

按照省發展改革委、省能源局《關于促進新型儲能積極健康發展的通知》（川發改能源〔2024〕665號）要求配儲的新能源項目，銜接原優先電量政策，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（以調度機構出具的首次并網時間證明為準），給予36個月機制電量政策支持，6月1日前建成并網的，自6月1日起執行，并扣除該項目已支持原優先電量的對應月數；6月1日后建成并網的，自儲能項目建成并網次月起執行，并扣除該項目已支持原優先電量的對應月數。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次月至電力現貨市場連續結算試運行前，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能調度優先電量規模計劃》中明確的支持小時數和分解原則確定，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能調度優先電量規模計劃》中明確的支持小時數和分解原則確定，2026年起按12.5小時確定。

推動實現新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，保障新能源高效利用。

（十）強化與電網企業代理購電制度銜接。

新能源全部進入電力市場后，電網企業代理居民農業和工商業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，現貨市場連續結算試運行前，其上網電量按省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價結算。

（十一）加強地方電網、增量配電網相關政策銜接。

地方電網、增量配電網余電上網價格，現貨市場連續結算試運行前，按照省內當月月度和月內電能量集中交易加權均價確定；現貨市場連續結算試運行后，按照上網所在并網點實時市場出清價格確定。地方電網、增量配電網網內新能源項目機制電量差價結算費用通過網間電費結算傳導，納入系統運行費用。

（十二）強化與綠電綠證交易政策協同。

省內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，引導新能源發電企業根據機制外電量發電能力，與用戶簽訂多年期綠電交易合同。納入可持續發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電價市場化改革精神，會同電網企業、市場運營機構加強政策宣傳解讀，幫助企業熟悉電力市場規則，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量發展、促進新型電力系統建設、加快全國統一電力市場建設的共識。

（十四）強化政策執行。

國網四川電力要加快建設機制電量和電價競價系統，各電網企業按要求做好競價組織、相關差價結算協議（合同）簽訂、新能源項目上網電費和差價電費結算等工作，對機制電量和電價執行情況單獨歸集，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，按規定及時披露各類型新能源發電項目市場交易價格等信息。

（十五）建立常態化調查制度。

統籌考慮各類電源發電特性、技術革新等因素，建立發電和儲能等成本常態化調查制度，區分機組類型，對發電項目固定成本、變動成本、啟停成本等開展調查，為合理確定電力市場限價范圍、機制電量電價競價限價區間、執行期限等提供數據支撐。

（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管，保障新能源項目公平參與交易，促進電力市場平穩運行。電網企業、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，及時發現苗頭性、傾向性、潛在性問題，提出針對性措施建議，并向省發展改革委、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，依法依規予以嚴肅處理，確保新能源上網電價市場化改革平穩有序推進。

（十七）做好跟蹤評估。

省發展改革委、省能源局會同相關部門（單位）密切跟蹤電力市場運行情況、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，組織力量系統評估改革對行業發展和企業經營等方面影響，及時總結改革成效，不斷完善政策措施、優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化，條件成熟時擇機退出。

本方案自印發之日起執行，現行政策與本方案不符的，以本方案規定為準。國家和省政策如有調整，從其規定。執行過程中遇到問題，請及時報告省發展改革委、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

為全面貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，深化新能源上網電價市場化改革，近日，四川省發展和改革委員會、四川省能源局印發了《四川省深化新能源上網電價市場化改革實施方案》（以下簡稱《實施方案》）。

一、《實施方案》出臺背景

今年2月5日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），明確所有新能源項目上網電量全部進入電力市場，并建立可持續發展價格結算機制，促進新能源高質量發展。省發展改革委會同省能源局按照國家改革思路，在系統研究全省電源電網發展、電力市場建設情況以及開展新能源項目成本調查基礎上，制定了《實施方案》。

二、《實施方案》的主要內容

《實施方案》主要內容包括五個方面:

一是新能源上網電價全面由市場形成。所有新能源項目（含分散式風電、分布式光伏）上網電量全部進入電力市場，進行市場化交易，不再執行政府定價。集中式光伏、風電直接參與市場交易，鼓勵分布式光伏、分散式風電作為獨立的經營主體直接或聚合后參與市場交易，也可作為價格接受者參與市場交易。

二是建立新能源可持續發展價格結算機制。在項目自身通過市場交易形成價格的基礎上，對其納入可持續發展價格結算機制的電量（以下簡稱“機制電量”），按照可持續發展價格（以下簡稱“機制電價”）與電力市場交易均價之間差價進行“多退少補”，差價結算費用納入系統運行費用由全省工商業用戶分攤或分享。

三是分類施策確定機制電量與機制電價。考慮不同時期新能源建設成本和政策差異，區分存量項目（2025年6月1日前投產項目）和增量項目（2025年6月1日及以后投產項目），分別確定機制電量規模和機制電價水平。

四是強化政策協同促進新能源高質量發展。強化與電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場規則協同。強化與新能源發展規劃政策、儲能發展政策、電網企業代理購電制度、地方電網和增量配電網政策、綠電綠證交易政策協同。

五是做好改革措施落地落實保障。強化政策執行，建立常態化調查制度，加強風險防控，及時總結改革成效，不斷完善政策措施、優化政策實施。適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化。

三、相關算例（以下算例為假設情形，且未涵蓋所有計算情況，執行中以競價、市場交易等實際數據計算結果為準）

（一）電力現貨市場連續結算試運行后存量分布式新能源項目

某分布式全額上網光伏項目，裝機容量1000千瓦，2018年5月投產，全生命周期合理利用小時數為26000小時，作為價格接受者參與市場。截至2035年7月，該新能源項目已累計發電2590萬千瓦時，2035年8月發電量15萬千瓦時。

2035年8月該項目結算采用的實時市場加權均價0.15元/千瓦時，全省光伏項目結算采用的實時市場加權均價0.13元/千瓦時。

1.2035年8月機制電量差價結算電費

截至2035年7月，該項目剩余全生命周期合理利用小時數=（裝機容量×全生命周期合理利用小時數－累計發電量）/裝機容量=100小時，8月發電利用小時數=8月發電量/裝機容量=150小時，該項目在8月達到全生命周期合理利用小時數，機制執行期限按全生命周期合理利用小時數對應年限和投產滿20年（2038年5月）中的較早者確定，所以該項目機制執行截止時間為2035年8月，8月月度機制電量不超過當月剩余剩余全生命周期合理利用小時數對應電量，為10萬千瓦時。

差價結算電量=Min（實際上網電量，月度機制電量）=Min（15萬千瓦時，10萬千瓦時）=10萬千瓦時

差價結算電費=差價結算電量×（機制電價－全省光伏項目結算采用的實時市場加權均價）=2.712萬元

2.2035年8月市場化交易電費

該項目當月上網電量接受實時市場價格，市場化交易電費=上網電量×該項目結算采用的實時市場加權均價=2.25萬元。

3.2035年8月總電費

該項目8月總電費=差價結算電費+市場化交易電費=4.962萬元。

（二）電力現貨市場連續結算試運行前增量集中式新能源項目

某增量集中式光伏項目競得機制電價0.37元/千瓦時，申報投產時間2025年10月，實際投產時間2025年11月，12月機制電量規模600萬千瓦時，實際上網電量為800萬千瓦時。

該項目直接參與市場交易，12月簽訂中長期常規直購合同電量450萬千瓦時，合同電價0.34元/千瓦時，綠電合同電量300萬千瓦時，電能量價格0.36元/千瓦時，綠證價格0.01元/千瓦時。簽約用戶12月綠電交易實際結算電量280萬千瓦時。

2025年12月省內月度月內電能量集中交易加權均價為0.35元/千瓦時。

1.2025年12月機制電量差價結算電費

該項目投產時間晚于申報時間，則2025年11月機制電量失效，機制電量執行起始時間為2025年12月。

差價結算電量=Min（實際上網電量，月度機制電量）=600萬千瓦時

差價結算電費=差價結算電量×（機制電價－月度月內電能量集中交易加權均價）=12萬元

2.2025年12月市場化交易電費

該項目12月市場化交易電費由電能量電費和綠證電費構成。其中：

電能量電費。中長期合同電量共計750萬千瓦時（常規直購合同電量和綠電合同電量），超發電量50萬千瓦時，超發5%以內電量（37.5萬千瓦時）按照月度月內電能量集中交易加權均價結算，超發5%—10%電量（12.5萬千瓦時）按照月度月內電能量集中交易加權均價的0.9倍結算。

電能量電費=常規直購合同電量×常規直購合同電價+綠電合同電量×綠電合同電能量價格+超發5%以內電量×月度月內電能量集中交易加權均價+超發5%—10%電量×月度月內電能量集中交易加權均價×0.9=268.3125萬元

綠證電費。綠證結算電量=Min（當月省內綠電合同電量，發電企業扣除機制電量后的剩余上網電量，用戶綠電交易實際結算電量）=Min（300萬千瓦時，200萬千瓦時，280萬千瓦時）=200萬千瓦時

綠證電費=綠證結算電量×綠證價格=2萬元

市場交易總結算電費=電能量電費+綠證電費=270.3125萬元

3.2025年12月總電費

該項目12月總電費=差價結算電費+市場化交易電費=282.3125萬元

（三）電力現貨市場連續結算試運行后增量集中式新能源項目

某增量集中式風電項目競得機制電價0.35元/千瓦時，分月機制電量規模600萬千瓦時。2026年6月實際上網電量800萬千瓦時。

該項目直接參與市場交易，2026年6月簽訂中長期常規直購合同電量300萬千瓦時，合同電價0.14元/千瓦時，該項目結算采用的實時市場加權均價0.13元/千瓦時，中長期合同電量按中長期結算參考點實時市場價格計算的加權均價0.135元/千瓦時，全省風電項目結算采用的實時市場加權均價0.15元/千瓦時。

1.2026年6月機制電量差價結算電費

差價結算電量=Min（實際上網電量，月度機制電量）=600萬千瓦時

差價結算電費=差價結算電量×（機制電價－全省風電項目結算采用的實時市場加權均價）=120萬元

2.2026年6月市場化交易電費

市場化交易電費=實際上網電量×該項目結算采用的實時市場加權均價+中長期合同電量×（該項目中長期合同電價－該項目中長期合同電量按中長期結算參考點實時市場價格計算的加權均價）=105.5萬元

3.總電費計算

當月總電費=機制電量差價電費+市場化交易電費=225.5萬元