文章核心观点 四川省发布《2026年电力市场交易总体方案》，标志着其电力市场改革进入新阶段，该方案在市场主体、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，旨在构建更高效、灵活、透明的清洁能源特色电力市场体系，为全国统一电力市场建设提供蓝本[1][8] 市场主体 - 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，提高市场透明度[2] - 对市场成员进行重新分类，首次明确将新型储能、虚拟电厂、电动汽车充换电设施等列为新型经营主体，市场经营主体更加丰富多元[2] - 新增分布式新能源作为市场经营主体，并明确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[2] 交易体系 - 缩减中长期交易品种，删除了弃水电量消纳、虚拟电厂交易等，新增保障性用电市场化交易和省间中长期外购挂牌交易，优化电网代理购电交易组织[3] - 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，年度交易要求2025年底前完成[3] - 将中长期批发市场交易与结算细化为24小时，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[3] - 现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式，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[3] 市场运营 - 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、优先发电计划等多种电量的曲线形成方式，与现货市场高效衔接[4] - 现货市场由日前市场、日内市场和实时市场三阶段组织运行，采用全电量实时结算机制，发电企业等主体以每小时现货实时市场系统电价结算，独立储能等新型主体则以15分钟现货实时市场出清系统电价结算[4] - 零售套餐采用“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[4] - 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%[4] 价格机制 - 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0481.44元/兆瓦时[5] - 现货市场中，发电侧电能量价格、用户市场交易电价通过市场化方式形成，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[5] - 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[5][6] 风险防控 - 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%[7] - 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[7] - 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[7] - 对售电公司履约能力提出更高要求，如其单笔交易可能导致批发合同电费高于零售合同电费且差额大于其履约保障凭证额度的80%，则该笔交易无法申报[7] - 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[7]