四川2025电力交易：风、光保障收购下降50%至400、300小时，配储额外支持150小时

日前，四川省发改委、能源局相继印发《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》的通知、《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》的通知，明确2025年风电、光伏参与电力市场交易的相关要求。

根据《电力电量供需平衡方案》文件显示，2025年风电、光伏机组(扶贫光伏除外)优先发电规模计划根据风光机组发电特性，采用相对均衡方式在全年下达。

其中，风电项目利用小时暂按400小时(枯水期220小时、丰水期180小时)确定，光伏项目利用小时暂按300小时(枯水期170小时、丰水期130小时)确定;对租赁配储和电源侧配储项目的风光电站给予150小时(枯水期50小时、丰水期100小时)倾斜支持;扶贫光伏按资源条件对应的发电能力全额安排为优先发电规模计划;竞价项目按竞价文件确定的方式安排。如遇国家政策调整则在实际执行中另行安排。

而在2024年风电、光伏机组(扶贫光伏除外)优先发电量中，风电项目利用小时暂按800小时确定(枯水期500小时、丰水期300小时)，光伏项目利用小时暂按600小时确定(枯水期350小时、丰水期250小时)。

对比来看，风、光保障收购小时数总体下降了50%，分别降至400小时、300小时，即便在叠加储能150小时的情况下也相较去年出现了大幅下降。

结合《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》要求来看，其中关于新能源交易部分的要求包括，风、光企业在优先电量以外的部分可自愿参与绿电交易，绿电交易外的剩余电量可参与符合条件的市场交易。

价格方面，省内绿色电力交易电能量价格不设限价，双边交易时，绿证价格上限为上一结算周期北京电力交易中心绿证市场成交均价;集中交易时，绿证价格为上一结算周期北京电力交易中心绿证市场成交均价。此外，因取消非水电量打捆购入方式，相应取消省间绿电电量优先用于抵扣市场化工商业用户应打捆购入的非水电量。

对除绿电交易外的电能量价格设置市场限价，即:丰水期0-211.43元/兆瓦时、平水期0-333.84元/兆瓦时、枯水期0-415.63元/兆瓦时。

有行业人士指出这意味着燃煤火电与水电、风电、光伏同台交易。除绿电交易外，电能量价格上限与2024年水电上限保持一致，但下限调整为0，放宽限价范围，促进市场充分竞争。

此外，取消非水电量打捆购入方式，用户可自主与水电、燃煤火电、风电、光伏发电企业通过双边或集中交易方式购入电量，相应取消事后上下调、偏差互保。常规直购用户市场交易电价不再含打捆非水电量部分，但用户侧价格构成中的上网电价含用户市场交易电价，以及燃煤火电政府授权合约电价、燃气发电上网电价、省间外购电价三者分别与市场价格间的价差费用分摊。

具体文件见下：