四川：电力市场体系从“柔性管理”到“刚性约束”

四川作为水电大省和清洁能源示范基地，逐步形成具有清洁能源特色的电力市场体系。近期，四川省发展改革委等多部门联合发布《四川2026年电力市场交易总体方案》（以下简称“新规”）。此次新规的发布标志着四川电力市场改革进入新阶段。相较于《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》（以下简称“2025年总体方案”），新规在市场主体、交易体系、市场运营、价格机制、风险防控等方面进行了全方位升级。

经营主体更加丰富多元

一是明确市场交易规模。根据四川电力供需总体形势、产业结构等因素，新规首次明确2026年省内电力市场交易规模约2300亿千瓦时，预计较2025年略有增长，提高了市场透明度。二是重新分类市场经营主体。按照经营主体、新型经营主体和市场运营机构对市场成员进行重新分类；相较于2025年总体方案，首次对新型储能、虚拟电厂、电动汽车充换电设施等新型经营主体进行了明确分类，市场经营主体更加丰富多元，进一步激发市场活力。三是新能源全面进入市场。新增了分布式新能源作为市场经营主体，鼓励其聚合参与市场交易，也明确了集中式风电和光伏将直接参与市场交易，意味着四川所有新能源项目上网电量将全部进入市场。

交易体系更加优化清晰

一是缩减中长期交易品种。新规删除了弃水电量消纳、虚拟电厂交易、新型储能交易、拍卖交易和车网互动试点示范项目，新增了保障性用电市场化交易和省间中长期外购挂牌交易，进一步优化电网代理购电交易组织，交易品种大幅缩减。二是明确中长期市场组织方式。中长期市场包括常规直购、绿电交易、电网代理购电市场化交易等类型，按年度、月度、月内等不同时间维度组织，采用双边协商、集中交易和挂牌等形式开展，且年度交易要求2025年底前完成。三是细化交易时段和交易频次。将中长期批发市场交易与结算细化为24小时，分别组织交易和结算。在常规直购电月内集中交易中，新增滚动交易和连续交易，增强市场交易灵活性。四是现货市场模式紧贴四川水电占比高的实际。新规中现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式，打破了传统市场中电源类型或时段的限制，使水电、火电、新能源及储能等各类资源均可在同一平台竞争，提升了市场整体效率和系统灵活性。

市场运营更加紧密衔接

一是中长期市场与现货市场衔接更加紧密。新规明确电力批发交易分为中长期交易与现货交易两类，规定省间中长期合同、优先发电计划、留存电量等多种电量的曲线形成方式，与现货市场高效衔接。而现货市场由日前市场（不结算）、日内市场（优化参考）和实时市场（出清结算）三阶段组织运行。现货市场采用全电量实时结算机制，发电企业、电力用户、售电公司等主体以每小时的现货实时市场系统电价进行结算，而独立储能等新型主体则以更短的15分钟现货实时市场出清系统电价结算，这种高频结算方式能够更精确地反映电力实时供需变化，为市场参与者提供更灵敏的价格信号。二是批发市场与零售市场衔接更加紧密。在零售套餐方面，新规采用“固定交易价格+现货联动价格”模式，用户结算价格由约定时段的固定价格与对应时段现货实时市场加权均价按约定联动比例（5%~10%）组合形成。对于收益分享机制，新规提出售电公司与零售用户不再约定交易电量，签约时按月分时段约定交易价格、全年联动价格比例以及批零收益分享基准及分享比例，收益分享基准默认值为7元/兆瓦时、收益分享比例默认值为50%，鼓励双方通过高效合作实现市场收益分享。

价格机制更加灵活精细

一是中长期交易限价机制更加清晰。中长期年度、月度、月内（不含滚动交易）电能量交易限价范围按照丰水期、平水期和枯水期进行细分，将全年各月滚动的电能量交易限价范围放宽至0~481.44元/兆瓦时，为市场交易提供更灵活的价格空间。二是现货市场价格形成机制更加明确。新规提出发电侧电能量价格、用户市场交易电价通过购售双边协商集中交易等市场化方式形成，取消高耗能用户电价上限，发电侧价格由“电能量+容量电价+辅助服务费用”三部分构成。电能量申报及出清价格限价范围均为-50~800元/兆瓦时，保障现货市场价格发现功能。三是继续执行分时电价机制。在新规正式发布之前曾发布过征求意见稿，提出“用户市场交易电价通过市场化方式形成”。这意味着，工商业用户的峰谷时段与价格不再锁定，零售侧定价权交给市场决定。但在征求意见过程中，市场主体反馈市场化分时电价机制可能会使零售侧用户面临剧烈的电费波动，且对以峰谷价差为主要盈利模式的储能收益产生冲击，进而引发市场的系统性风险。鉴于此，新规对分时电价执行方式进行了优化调整，明确零售用户非现货联动电量按现行分时电价政策执行。

风险防控更加坚实有力

一是年度合约比例全面提升。新规要求，2026年发电、用电签约比例考核从“柔性管理”变为“刚性管理”，水电机组丰水期签约量不低于近三年平均电量的70%、枯水期为75%~80%，燃煤火电枯水期不低于80%，批发用户、售电公司等不低于上一年对应月用电量的60%。当年度中长期交易各月签约不足时，按照该月集中交易均价的60%支付考核费用。二是收益回收机制更加健全。新规要求，当发电侧或用电侧签约电量为正时，对偏差部分按价差的1.1倍进行收益回收；当签约电量为负时不回收，有效防范市场投机行为。三是售电公司履约能力进一步提高。如单笔交易将导致售电公司当月批发合同对应电费高于零售合同对应电费，且电费差额大于其履约保障凭证额度的80%，则该笔交易无法申报。售电公司分月在批发市场上的签约电量超过其代理各零售用户近三年对应月最大用电量之和的部分，应按其批发市场对应月份中长期合同均价额外缴纳履约保障凭证。

2026年是全国统一电力市场建设的持续深化的关键一年，四川电力现货市场也将开展整年连续结算试运行。新规的出台为四川全面落实全国统一电力市场建设提供蓝本，为以市场机制促进电力资源优化配置提供有效支撑。