四川省“三州一市”光伏基地抛出80万千瓦光伏指标，但严苛的附带条件导致这块蛋糕并不容易吃到：根据竞价规则，开发方的申报电价不得高于当地燃煤发电基准价（即0.4012元/千瓦时），该价格作为平枯期结算电价。在丰水期，项目须全电量参与市场化交易。对于正身处平价窗口期的光伏行业而言，这相当于项目收益率再次面临极限挑战。

四川省发改委、四川省能源局近日印发的《四川省2020年光伏发电项目竞争配置工作方案》提出，根据对“三州一市”光伏基地送出通道能力的分析，结合该省当前电力供需形势和稳投资需要，确定2020年度光伏项目开发规模为80万千瓦，其中攀枝花市、阿坝州、甘孜州、凉山州各20万千瓦。原则上单个标的项目建设规模不得低于10万千瓦。

围绕投资方最关心的电价，该方案提出，开发企业申报的上网电价不得高于四川省燃煤发电基准价。自今年1月1日起，国内燃煤发电标杆上网电价机制已改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，四川的基准价为每千瓦时0.4012元。

根据竞价规则，市（州）将开发权配置给满足竞争公告条件及要求，且申报上网电价最低的开发企业。同一项目若申报企业少于三家，则本次竞争配置无效。若出现最低申报上网电价相同且造成开发规模满额，由最低上网电价申报企业现场再次竞争确定（再次竞争电价不得高于原申报电价）。

配套文件《光伏基地项目竞争配置实施方案》（大纲）提出，项目申报的上网电价为平枯期结算电价，中标企业与电网企业签订长期购售电合同（不少于20年）。丰水期全电量参与市场化交易；不参与市场化交易的，结算电价按照四川省丰水期（6-10月）光伏发电市场化交易有关文件执行。

四川是水电大省。2017年5月，四川曾继另一水电大省云南之后，提出以水电替代脱硫燃煤电价结算风光电，引发行业争议。

彼时，该省《2017年度推进电力价格改革十项措施》要求，四川电网风电和光伏丰水期发电量全部参与电力市场化交易。未参与市场化交易上网电量由电网企业按照四川电网丰水期市场交易价格进行结算。这相当于，变相下调了新能源上网电价。官方解释称，这是因为“2016年四川水电参与市场化交易电量已达50%，而风电、光伏仍实行保量保价全额收购，且购电成本较高。结合四川实际，为在丰水期公平参与电力市场交易，统筹平衡各类发电主体的利益”。

四川省《关于推进2018年丰水期风电光伏发电市场化交易的通知》规定，除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏上网电量，由国网四川省电力公司每月通过四川电力交易平台采取挂牌方式代居民用户优先采购。参与优先采购的风电和光伏发电企业，其全部上网电量按0.21元/千瓦时(2018年丰水期中长期外送电量加权平均上网电价水平)结算。

0.21元/千瓦时，这一丰水期上网电价意味着许多项目的电价较最初核定电价直接腰斩，项目投资收益率急剧承压。

对于前述四川省“三州一市”低价竞价叠加丰水期参与交易的方案，同样不乏争议。

有业内人士认为，从平价到低价应该有个渐进式过渡过程，强制性的低电价与电力市场交易令项目难以保障正常收益率，且“最低价中标”还可能导致低价恶性竞争，不利于行业健康发展。