四川“136号文”烧脑解读：复杂政策下，努力学习
迄今为止，在所见过的众多政策文件中，四川的这份“136号文”无疑是最为复杂的一份。其交易机制之繁琐，场景应用之多元，以及通篇政策的交叉引用，都让这份文件充满了挑战。因此，强烈建议四川的新能源上网项目，务必寻求本地专业的售电公司进行深度策划与指导。
接下来，我们先聊一些大家更容易理解的关键点。
一、辅助服务费分摊：入市是关键！
根据“136号文”规定，参与省内电能量市场交易的新能源上网电量将不再分摊辅助服务费。这意味着，如果您的企业尚未入市，务必抓紧办理入市手续！否则，不仅可能面临较低的电价，还要额外承担辅助服务费。
即便您入市后不主动报量、报价，只要完成曲线分解，被动接受市场价格，也能有效避免辅助服务费的分摊。这一点，在之前多个省份的政策中都有提及，重要性不言而喻。
二、机制电价中的市场交易均价：全省“大锅饭”？
文件中提到的机制电价中的市场交易均价，仅指同类型实时市场价格的月度加权均价，并未细化到个别项目所在的节点电价。我的理解是，这依然是全省同类型节点电价的“大锅饭”模式，不用特别担心区域性的价格差异考量，也许是因为资源分布过度不平均吧。
三、存量项目机制电量规模：集中式项目创新低！
针对存量项目，扶贫项目、分布式光伏和分散式风电这三类，其发电量将全量纳入机制电量范畴。
然而，集中式项目的机制电量规模却创下了新低：风电仅为400小时，光伏更是只有300小时。这里特别提到了《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》这份文件，它主要明确了每个月的机制电量比例分解要求。这份文件内容庞杂，我还在研究中。粗略来看，2026年往后的机制电量将按月平均分配，这无疑对交易策略提出了更高的精细化操作要求。
四、存量项目机制电价与执行期限：中规中矩
存量项目的机制电价定为0.4012元/kWh，执行期限为剩余全生命周期合理利用小时数，这算是中规中矩的设定。此外，文件中还特别提及了对甘孜州特殊项目的特殊对待。
五、增量项目机制电量竞价：项目不足三个不组织？
关于增量项目，文件中有一条引人注目：如果机制电量竞价时项目不足3个，当年就不再组织竞价。这着实有些特别。难道四川省的可开发资源已所剩无几？还是说，过于复杂的交易机制已“吓退”了众多行业从业者？
结合上下文来看，这可能暗示着：由于机制电量比例较低，即使机制电价较高，也缺乏足够的吸引力，因此报不报机制电量都差别不大。
六、增量项目竞价申报电量：发电能力80%？值得注意一下
增量项目在竞价时，提出单个新能源项目申报电量规模不得高于其发电能力的80%。这与我们常说的当年或几年平均发电量的80%有所不同，这里“发电能力”是否对功率有所限制，值得大家注意。
文件中提及的多年平均发电量，都有明确的出处。但有意思的是，考虑到四川资源分布可能不均，集中式项目的平均发电量竟然由企业根据提交的可研报告自行确定。这无疑对企业可研报告的准确性提出了更高的要求，绝非随意编撰就能通过。
七、2025-2026年机制电价上下限：相对友好，但规模是硬伤
2025至2026年的机制电价上下限设定在0.4012-0.2元/kWh，相比山东而言，显得友好许多。虽然谈不上好坏，但考虑到机制电量规模预计不会太高，我个人预估最终机制电价价格应该能在0.3元/kWh以上。暂定执行期限为12年。
八、储能发展协同：杯水车薪的补偿？
四川机制电价的复杂性，在储能发展协同方面体现得淋漓尽致。对于之前已配套储能的项目，文件单独给予了一些机制电量支持，即针对之前承诺配储的平价项目，根据不同批次，给予36个月或每年150小时的机制电量补偿。
除非机制电价非常高，否则这150小时的补偿也只能是杯水车薪，对项目收益的实际影响有限。
九、电网企业代理购电：市场化程度的考验
这里有一个特殊的地方：电网企业代理的居民、农业和工商业电量缺口，也可以通过市场化方式采购。这在我看来，带有一定的地方特色。通常情况下，国网代理购电并不在现货市场结算，多采用月度以上的中长期价格。
如果四川的市场化程度非常高，这尚可解释。但常规情况下，电网公司手握的电量规模巨大，一旦进入市场，将极大地影响市场价格。
同时，地方电网和增量配网公司的上网电量，将通过网间电费结算、传导，上网电量按照所在并网点实时市场出清价格确定，并纳入系统运行费。这意味着，现货交易还需要考虑省内的网间交易，这无疑让整个机制复杂到了极致。四川的售电业务，真是高级且烧脑，我的脑细胞已经不够用了！
（来源：峰和行者）
