《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》解读

2024年12月31日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局、国家能源局四川监管办公室联合印发《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》（川发改能源〔2024〕667号）。

一、基本情况

为全面贯彻党的二十届三中全会和习近平总书记关于构建新型电力系统的系列重要指示精神，深入推进能源革命，建设高标准市场体系，严格落实国家各项政策部署和省委、省政府关于深化电力市场建设的要求，《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》立足四川电力资源禀赋，以促进多种电源充分竞争、做好现货市场衔接为目标，优化完善适应四川经济发展和能源结构的电力市场机制，确保电力安全稳定可靠供应，促进绿色电力生产消费和清洁能源高效利用。

2025年方案由七个章节组成，包括市场成员基本条件、电力批发交易、电力零售交易、价格及结算机制、市场成员要求、市场衔接事项、组织实施监管。较2024年方案，在章节设置上主要有以下变化：

一是简化市场成员基本条件；

二是分成电力批发交易、电力零售交易两个章节分别阐述各交易类型的参与范围、交易电量、交易组织方式等；

三是价格及结算机制单独成章，主要包括价格形成机制、市场限价、政府授权合约价格机制、代理购电价格机制、电费结算机制等；

四是简化市场成员要求，有关零售市场要求将在另行制定的零售市场交易管理实施细则中明确。

二、重点内容主要变化

较2024年方案，2025年方案在重点内容上主要实现“水火风光同台竞争、分时签约衔接现货、零售市场防控风险”，并相应优化调整市场交易类型。主要体现为以下“四方面7要点”。

（一）关于市场成员范围

要点1：发电侧推动水火风光同台竞争

改变燃煤火电单边竞价、纳入非水电量按固定比例向用户配置模式，推动燃煤火电与水电、风电、光伏同台与用户自主交易：

关于市场限价区间。水火风光同台后，除绿电交易外，电能量价格上限与2024年水电上限保持一致，下限调整为0，放宽限价范围，促进市场充分竞争。

关于政府授权合约价格机制。对燃煤火电中长期合同覆盖的上网电量实行政府授权合约。燃煤火电的政府授权合约电价由省级价格主管部门结合一次能源成本波动、容量电价确定。

各燃煤火电机组当月电能量价格=各燃煤火电机组当月中长期交易合同均价+燃煤火电的政府授权合约电价-MAX（年度集中交易当月电能量均价，当月月度和月内集中交易电能量均价，各燃煤火电机组当月中长期交易合同均价）

实行政府授权合约后，燃煤火电机组电能量价格高于其当月中长期交易合同均价的部分，按月向工商业用户分摊。

要点2：用电侧调整地方电网参与市场衔接事项

关于地方电网用户参与市场交易。省内工商业电力用户原则上直接从电力市场购电，暂未直接从电力市场购电的工商业电力用户由电网企业代理购电。2023年起，我省启动地方电网网内工商业用户参与交易试点，过渡阶段保留了地方电网整体打包购电模式。考虑公平性、一致性原则，取消地方电网整体打包购电模式，未选择直接从电力市场购电的，其下主网电量（不含居民农业等保障类用户电量）纳入国网四川电力代理购电范畴。

关于地方电网企业代理购电交易。地方电网自主预测其代购电量，纳入国网四川电力一并代购，探索地方电网代理购电偏差分摊机制，现阶段电网企业要不断提升代理购电用户用电规模预测的科学性、准确性，按月在四川电力交易平台披露代理购电预测准确率。

要点3：鼓励新型经营主体参与市场交易

增加新型储能（含独立新型储能电站、用户侧新型储能项目）、虚拟电厂、电动汽车充换电设施作为市场成员参与交易的基本条件，鼓励新型经营主体参与市场交易，助力四川新型电力系统建设。

（二）关于市场交易类型

要点4：探索推进分时段带曲线签约

为做好中长期交易与现货交易的衔接，2025年起中长期交易实施分时段签约、按工作日连续开市，现货市场未启动结算试运行时暂不开展偏差分时结算。批发市场和零售市场分别如下。

批发市场：发用双方结合负荷特性分月约定分时段（指四川省分时电价政策明确的早高峰、晚高峰、平段、低谷时段）交易电量和电价，取消“全年一口价”签约方式。双边交易时，分时段组织交易；集中交易时，按全天均分典型曲线组织。优先计划合同、留存电量、保障性小水电按全天均分典型曲线形成分时段电量。

年度交易：

分月组织，交易标的为分月分时段电量

月度交易：

在上月最后一周组织，交易标的为全月分时段电量

月内交易：

原则上从上月倒数第2天至当月倒数第3天按工作日连续开市（若当月倒数第3天为节假日仍正常开市），以交易日为D日，交易标的为D+2日至月底的分时段电量

零售市场：暂不开展分时段签约，仍在平段基础上执行峰谷浮动，取消“全年一口价”签约方式。

2025年现货市场结算试运行的相关细则、方案由政府主管部门另行制定。

要点5：交易类型“两取消、五调整、两保留、三另定”

为满足我省经济社会发展的多元化电力需求，促进清洁能源高效利用，方案对省内电力市场交易类型进行优化调整，主要包括：取消燃煤火电关停、月前发电侧预挂牌交易；调整常规直购、绿电交易、新型储能交易、电网代理购电交易、合同电量转让交易；保留弃水电量消纳、留存电量两项国家支持政策不变；另行制定车网互动试点示范项目、虚拟电厂交易、需求侧市场化响应方案。

1.常规直购不再打捆购入非水电量。水火风光同台后，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。此种模式下，常规直购用户市场交易电价不再含打捆非水电量部分，但用户侧价格构成有所变化：

用电侧价格=上网电价+输配电价+上网环节线损费用+系统运行费用+政府性基金及附加等，其中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、省间外购电价分别与市场价格（月度和月内集中交易电能量均价）间的价差费用分摊。留存电量、弃水电量消纳等对应的电量，其上网电价为用户市场交易电价。

特别提示：

水火风光同台后的费用分摊并不会增加用户购电费，只是用户购电费组成形式的一种变化：通俗讲，由水火配置电量加权均价转变为水电价格和费用分摊之和。

2.绿电交易调整市场限价及省间绿电抵非水模式。按照《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号）相关要求，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。现阶段，绿电交易以双边交易为主。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。

3.新型储能交易相应调整。关于独立新型储能电站，充电时，其充电电量应参加常规直购交易；放电时，其放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易。关于用户侧新型储能项目，该用户下网电量应参加常规直购交易，若选择由售电公司代理，则该用户所有电量均由同一家售电公司代理；其放电电量参照省内燃煤火电机组电能量价格形成机制执行；电力用户与其储能项目的投资运营主体，可约定储能放电补偿费用及充放电形成的峰谷浮动收益的分成比例。

4.电网代理购电市场化交易相应调整。

关于电量构成。包含保障居民、农业用电后剩余的水电、生物质、燃气和风光优先电量以及新投机组调试电量、省间外购电量作为电网代理购电固定来源，余缺电量由电网企业通过市场化增减持予以平衡。经营主体（含发电企业、售电公司、批发用户）以自身对应可交易规模为限摘牌（其中，经营主体减持电量不超过自身常规直购交易合同），出清后形成常规直购交易合同。

关于市场化采购方式。进一步优化代理购电市场化采购方式，开展年度、月度、月内交易，月度、月内与直接交易一起按工作日连续开市，采用挂牌交易方式，挂量不挂价，价格为月度和月内集中交易电能量均价。代理购电购入（或售出）的燃气发电、省间外购电量，按当月月度和月内集中交易电能量均价执行，其实际购电价格高于（低于）月度和月内集中交易电能量均价的部分，按月向工商业用户分摊（分享）。

关于代理购电偏差结算方式。电网代理购电来源大于代理购电用户实际用电需求时，超出部分减持未成交产生的偏差电量按当月月度和月内集中交易电能量均价结算。电网企业代理购电产生的其他偏差，按规定进行偏差结算，偏差费用由电网企业代理购电用户承担。相应取消代理购电事后偏差调整。

5.合同电量转让交易相应调整。将2024年带价差的同侧电能量交易、仅可原价转让的合同转让，合并统称为合同电量转让交易，采用电能量增减持方式。采取双边协商方式开展合同电量转让时，可选择按原价转让，或者在批发市场限价范围内协商转让价格；采取集中交易方式开展合同电量转让时，转让价格限价与批发市场限价一致。

6.保留弃水电量消纳、留存电量两项国家支持政策不变。关于弃水电量消纳，甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市、凉山州、阿坝州、自贡市7市（州）符合相关条件的电力用户可参与，实施时间为5-10月。关于留存电量，甘孜州、阿坝州、凉山州三州符合相关条件的用户可参与。弃水电量消纳、留存电量不承担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。

7.另行制定车网互动试点示范项目、虚拟电厂交易、需求侧市场化响应方案。

（三）关于零售市场要求

要点6：完善相关要求，防范市场风险

关于新增零售侧交易电量上限。零售用户应根据其可参与的交易类型，按户号以真实用电规模与售电公司签约，零售合同分月交易电量原则上应大于该用户上一年分月实际结算电量（或用电量）的85%（新投零售用户应大于该用户合同容量×24小时×当月天数的85%），且小于零售用户上一年分月实际结算电量（或用电量）×1.2（新投零售用户及上一年当月实际结算电量（或用电量）为零的零售用户，应小于该用户合同容量×24小时×当月天数）；零售用户提交市（州）主管部门盖章材料后，其签约电量可不受85%和1.2倍的限制。月度交易中，新投零售用户可根据实际用电情况对年度零售合同分月交易电量进行调整，不受上述85%的限制。

关于强化售电公司履约保障凭证管理。售电公司参与市场交易前，应按相关规定向四川电力交易中心提交履约保障凭证，其中，对于没有历史电量参考的售电公司，应按其预测全年交易电量规模提交履约保障凭证，缴纳标准为0.8分/千瓦时。售电公司零售合同总量不超过其缴纳的履约保障凭证额度按0.8分/千瓦时，并考虑信用评级结果后测算的整年售电量上限。售电公司参与市场交易后，应根据履约风险动态评估结果及时补缴相关费用或履约保障凭证，具体要求另行制定。对于未及时足额补缴的，经政府主管部门和能源监管机构同意后，按规定实施相关风险处置措施。在月度、月内交易过程中，若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。

此外，售电公司、零售用户其余有关要求详见另行制定的零售市场交易管理实施细则，批发用户参照零售用户执行。

（四）关于市场衔接事项

要点7：落实国家要求，促进规范签约

关于中长期合同高比例签约。落实《国家发展改革委 国家能源局关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号），继续坚持年度电力中长期合同高比例签约，充分发挥年度电力中长期合同的压舱石、稳定器作用，结合省内水电和新能源高占比实际，适当放宽用户侧年度签约比例，具体如下。

水电：不得低于近三年分月平均省内市场化结算电量的80%

燃煤火电机组：不低于年度预计发电量的80%

新能源：暂不限制

售电公司：不低于零售分月签约电量的70%

批发用户：不低于近三年分月平均用电量或上一年分月用电量的70%未足额签约部分组织发用两侧拍卖交易。

关于与可再生能源电力消纳的衔接。做好与可再生能源电力消纳衔接工作，电网企业要切实承担组织责任，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区输送和市场交易；鼓励电解铝企业通过绿色电力交易，达到国家要求的绿色电力消费比例。

关于高耗能参与市场交易机制。研究高耗能电力用户参与市场交易机制，高耗能电力用户市场交易电价不受上浮限制。