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]

电力现货市场建设时间表 - 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行 [1][3] - 湖北电力现货市场2025年6月底前转入正式运行，浙江2025年底前转入正式运行 [1][4] - 安徽、陕西力争2026年6月底前转入正式运行 [1][4] - 福建、四川等16个地区2025年底前启动现货市场连续结算试运行 [1][4] 区域电力市场建设要求 - 南方区域电力现货市场2025年底前启动连续结算试运行 [4] - 京津冀电力市场2025年底前创造条件启动模拟试运行 [4] - 省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电 [4] - 加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制 [4] 市场运行机制规范 - 电力现货市场连续运行一年以上且评估合格后可转入正式运行 [4] - 需委托第三方机构开展独立评估并公开报告 [4] - 连续结算试运行前需通过技术支持系统校验 [4] - 2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场全流程 [4] 监管与执行要求 - 各省需制定时间表、路线图并完善工作机制 [4] - 每年底前需向社会公开年度电力市场建设运营情况 [4] - 电力交易机构需加强市场运行信息归集和分析 [4] - 国家能源局派出机构需确保各地规则与国家基本规则一致 [4]