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　　建立“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的电力现货市场。推动新能源公平参与实时市场、自愿参与日前市场，日前市场出清不结算。具备条件的集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场，具备条件的分布式光伏或分散式风电项目可直接“报量报价”参与现货市场，也可聚合后“报量报价”或“报量不报价”参与现货市场。不具备条件的新能源项目以“不报量不报价”的方式作为现货市场价格接受者。适时建立节点边际电价机制，现货市场价格上限综合考虑我省工商业用户尖峰电价水平、边际机组变动成本、用户承受能力等因素确定，价格下限综合考虑新能源在电力市场外可获得的财政补贴、绿色环境价值、碳交易市场等其他收益确定。完善分时电价机制，动态调整峰谷时段划分。

　　缩短中长期市场交易周期，进一步提高交易频次，实现逐日开市。现货市场连续结算试运行前，新能源项目全电量参与中长期交易。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。电力市场供需双方可结合新能源出力特点，合理确定机制电量外其他电量中长期合同的量价、交易曲线等内容并灵活调整。探索新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。建立健全分布式光伏和分散式风电项目参与中长期市场交易规则，加强分布式聚合商监督管理。

　　电网企业每月对机制电量开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，并以“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目列示，由全省工商业用户分摊或分享（不含藏区留存电量、弃水电量消纳、原低价区当地小水电保障电量），电网企业相应完善代理购电公告信息。机制电量差价结算中的市场交易均价，在我省现货市场连续结算试运行前，根据省内当月月度和月内电能量集中交易加权均价确定；现货市场连续结算试运行后，根据同类型（分为光伏、风电，下同）发电项目结算采用的实时市场价格按月加权确定。省发展改革委根据现货市场建设情况适时调整市场交易均价确定方式。

　　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）年度机制电量上限规模按照现行新能源项目优先电量规模（风电400小时，光伏300小时）确定，其中存量集中式扶贫新能源项目机制电量按实际上网电量确定。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）2025年机制电量参照《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》中明确的原则进行分解，2026年起机制电量的分解结合年度电力电量平衡方案，原则上平均分解至12个月。存量分布式光伏和分散式风电项目机制电量原则上按实际上网电量确定。

　　存量集中式新能源项目年度机制电量上限规模信息另文明确。存量分布式和分散式新能源项目信息通过“新能源云”服务平台、“网上国网”APP、95598网站进行公布，各电网企业同步在官方网站和APP进行公布。在年度机制电量上限范围内，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、存量扶贫光伏项目、存量分布式光伏项目、存量分散式风电项目）每年11月底前自主确定次年机制电量规模，次年机制电量规模不得高于当年，机制执行期限内可自愿申请退出。自愿退出的新能源项目，应提前15个工作日向所在电网企业申请，申请退出后次月起不再执行机制电量、电价相关政策。新能源项目机制执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。

　　增量新能源项目机制电量年度总规模综合当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力、非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素确定。针对风电、光伏分别确定增量新能源项目机制电量，为确保政策平稳过渡，2025年、2026年全省增量新能源项目机制电量年度竞价总规模，按存量项目优先利用小时数和增量装机规模确定，各增量新能源项目年度机制电量通过竞价形成。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（若无多年平均发电量，则按多年平均利用小时数×核准或备案装机容量确定，下同）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，集中式风电项目按项目申请报告评审意见（若无，按项目申请报告）的多年平均发电量确定，集中式光伏项目按可研评审意见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（过去3个自然年，下同）单位装机年平均上网电量（区分全额上网或余电上网模式）和项目装机容量确定。

　　新能源项目每年11月底前自主确定次年机制电量规模，次年机制电量规模不得高于当年，机制执行期限内可自愿申请退出。新能源项目机制执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。项目实际投产时间较竞价申报投产时间延迟不超过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。在川能源企业要加强下级企业管理，避免延期投产的情况出现。

　　加强电网和电源规划统筹协调、网源建设衔接，保障新能源项目和配套送出工程同步规划、同步建设、同步投运。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准，按照原有规定执行。新能源参与市场后因自身报量报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，各地不得以强制或变相自愿配套产业、化解债务、收取资源税（费）、约定电价分成等任何形式增加新能源项目非技术性投资和运营成本。

　　按照省发展改革委、省能源局《关于促进新型储能积极健康发展的通知》（川发改能源〔2024〕665号）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。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，6月1日前建成并网的，自6月1日起执行，并扣除该项目已支持原优先电量的对应月数；6月1日后建成并网的，自储能项目建成并网次月起执行，并扣除该项目已支持原优先电量的对应月数。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。上述配储的新能源项目月度支持机制电量，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。

　　截至2035年7月，该项目剩余全生命周期合理利用小时数=（装机容量×全生命周期合理利用小时数－累计发电量）/装机容量=100小时，8月发电利用小时数=8月发电量/装机容量=150小时，该项目在8月达到全生命周期合理利用小时数，机制执行期限按全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年（2038年5月）中的较早者确定，所以该项目机制执行截止时间为2035年8月，8月月度机制电量不超过当月剩余剩余全生命周期合理利用小时数对应电量，为10万千瓦时。