《四川电力现货市场建设方案》征求意见稿印发：推动分布式发电、独立储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易

近日，四川省发改委、四川省能源局、四川省能监办联合下发关于公开征求《四川电力现货市场建设方案(征求意见稿)》的函。

意见稿指出，建立“多电源参与、全电量优化、全水期运行”新模式下的电力现货市场体系，建立适应四川保供应、促消纳、水电耦合、水库优化利用等需求的市场机制和运行机制。

加强中长期市场与现货市场的衔接，明确中长期分时交易曲线和交易价格。建立现货市场配套规则，编制与本方案配套的市场交易、市场结算、风险防控、计量管理、中长期与现货交易衔接等实施细则。

推动新能源全面参与电力市场，完善市场机制设计，促进新能源与其他各类电源公平参与市场竞争；推动分布式发电、独立储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。

持续开展分区边际电价/节点边际电价测算分析工作，在市场条件成熟后，适时将系统边际电价过渡为分区边际电价或节点边际电价；探索构建适应各类型电源协同发展的容量市场；加速推动调频、备用辅助服务与现货市场联合优化出清。

经营主体：

包括各类型发电企业、电力用户、售电公司和新型经营主体。

发电企业：暂为省调直调的水电(不含映秀湾、马回、金洞子，下同)、公用燃煤火电(不含三瓦密、苏房梁，下同)、集中式新能源(含配建储能，下同)，参与省内中长期市场的网调直调机组；燃气、生物质电厂暂不参与；电网安全保供支撑电源暂不参与。

电力用户：包含直接从电力市场购电的用户和电网企业代理购电用户。

新型经营主体：暂为分布式新能源、独立储能、虚拟电厂。

价格机制：

电价模式：为稳妥推进四川新模式现货市场建设起步，初期采用系统边际电价机制。根据试运行情况力争2027年实行分区电价，适时过渡到节点电价。

市场限价：现货市场申报、出清限价不分水期，2026年全年下限暂设为 0，后续考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，上限考虑燃煤火电边际成本和用户尖峰电价水平设置，具体由价格主管部门测算并适时调整。

实时现货市场中设置结算价格上限，上限标准考虑省内燃煤火电燃料成本、用户承受能力等因素确定，迎峰度夏和度冬期间可适当上浮。

批零价格传导：推动电力现货价格向零售用户传导，零售套餐中应约定一定比例电量按现货价格结算。零售用户按照现货价格结算的部分不再执行分时电价政策。

市场运营：

根据四川水电高占比、水情变化大的资源特性，构建“日前预出清不结算、日内全时段滚动优化、实时出清并结算”的电力现货市场组织架构。

经营主体参与方式：

省调直调水电、公用燃煤火电、集中式新能源以“报量报价”的方式参与现货市场。

分布式新能源满足“可观、可测、可调、可控”条件的以“报量报价”的方式参与现货市场；暂不具备条件的以“不报量不报价”的方式参与现货市场，作为现货市场价格接受者。

电量全额在省内消纳的网调直调电厂“报量报价”参与现货市场；电量部分在省内消纳的网调直调电厂“不报量不报价”，送四川电力曲线由网调根据四川电力供需以及清洁能源消纳需求统筹制定，作为省内现货市场出清边界，接受现货价格，送四川中长期合同的电量按月进行差价结算。

独立储能以“报量报价”的方式参与现货市场，暂不具备执行实时出清结果条件时，实时充放电原则上按照日前出清结果执行，调度机构可根据电网实际需求调整充放电计划，充放电价格按实时市场价格执行。

虚拟电厂自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场；暂不具备执行实时出清结果条件时，实时发用电原则上按照日前出清结果执行,调度机构可根据电网实际需求调整发用电计划，发用电价格按实时市场价格执行。聚合资源汇集于同一 220 千伏出清节点下的虚拟电厂，以单一现货交易单元参与市场;聚合资源汇集于多个220 千伏出清节点下的虚拟电厂，需根据汇集的 220 千伏出清节点拆分为不同现货交易单元参与市场。

电力用户、售电公司暂以“不报量不报价”的方式参与电力现货市场，作为价格接受者。

市场结算：

四川电能量批发市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同开展差价结算。电力交易机构负责出具结算依据，电网企业负责电费结算，各经营主体保持与电网企业的电费结算收付方式不变。

现货市场采用“日清月结”的结算模式，每日根据市场出清及执行结果进行清分计算，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。发电侧、用户侧及虚拟电厂以1小时为结算时段，独立储能以 15 分钟为结算时段。

原文如下：

来源：四川省发改委