四川电力现货市场建设方案核心观点 - 建立"多电源参与、全电量优化、全水期运行"的电力现货市场体系，适应四川保供应、促消纳、水电耦合等需求 [1][14][15] - 推动新能源全面参与市场，包括分布式发电、独立储能和虚拟电厂等新型经营主体 [1][17] - 初期采用系统边际电价机制，2027年目标实行分区电价并逐步过渡到节点电价 [3][19] - 构建"日前预出清不结算、日内滚动优化、实时出清并结算"的市场架构，适应水电高占比特性 [5][22] 市场经营主体 - 发电企业：省调直调水电、公用燃煤火电、集中式新能源（含配建储能）参与，燃气/生物质电厂暂不参与 [2][17] - 电力用户：包括直接购电用户和电网代理购电用户 [2][17] - 新型经营主体：分布式新能源、独立储能、虚拟电厂 [2][17] 价格机制 - 电价模式：初期系统边际电价，2027年目标分区电价，适时过渡至节点电价 [3][19] - 市场限价：2026年下限暂设0，上限基于燃煤火电边际成本和用户尖峰电价水平设置，迎峰度夏/冬期间可上浮 [3][20] - 批零传导：零售套餐需约定比例电量按现货价格结算，该部分不执行分时电价 [3][20] 市场运营架构 - 参与方式： - 省调直调水电/火电/集中式新能源采用"报量报价" [6][22] - 分布式新能源满足"四可"条件则"报量报价"，否则为价格接受者 [6][22] - 独立储能"报量报价"，实时充放电按日前结果执行 [6][22] - 虚拟电厂可选"报量报价"或"报量不报价" [7][23] 市场结算规则 - 结算原则：全电量按现货价格结算，中长期合同差价结算 [8][31] - 结算周期：日清月结，发电侧/用户侧/虚拟电厂按1小时时段，独立储能按15分钟时段 [8][33] - 费用构成：含电能量电费、市场运营费用（阻塞盈余、不平衡资金等）、退补调整电费 [34][36][37] 市场衔接机制 - 中长期与现货衔接：中长期合约仅作结算依据，不影响现货全电量优化 [25] - 辅助服务衔接：调频/备用辅助服务与现货分别优化，条件成熟后联合出清 [30] - 省间市场衔接：外送电量作为负荷增量，外受电量作为电源参与出清 [25][28] 技术与管理要求 - 计量管理：参与主体需配置国家标准计量装置，数据缺失时按规则拟合 [39][40] - 信息披露：遵循安全、真实、准确原则，披露主体对信息质量负责 [38] - 争议处理：可通过市场管理委员会调解或行政/司法途径解决 [38]