2024年12月31日，四川省發(fā)展和改革委員會(huì )、四川省能源局、國家能源局四川監管辦公室聯(lián)合印發(fā)《四川省2025年省內電力市場(chǎng)交易總體方案》（川發(fā)改能源〔2024〕667號）。
一、基本情況
為全面貫徹黨的二十屆三中全會(huì )和習近平總書(shū)記關(guān)于構建新型電力系統的系列重要指示精神，深入推進(jìn)能源革命，建設高標準市場(chǎng)體系，嚴格落實(shí)國家各項政策部署和省委、省政府關(guān)于深化電力市場(chǎng)建設的要求，《四川省2025年省內電力市場(chǎng)交易總體方案》立足四川電力資源稟賦，以促進(jìn)多種電源充分競爭、做好現貨市場(chǎng)銜接為目標，優(yōu)化完善適應四川經(jīng)濟發(fā)展和能源結構的電力市場(chǎng)機制，確保電力安全穩定可靠供應，促進(jìn)綠色電力生產(chǎn)消費和清潔能源高效利用?！ ?br /> 2025年方案由七個(gè)章節組成，包括市場(chǎng)成員基本條件、電力批發(fā)交易、電力零售交易、價(jià)格及結算機制、市場(chǎng)成員要求、市場(chǎng)銜接事項、組織實(shí)施監管。較2024年方案，在章節設置上主要有以下變化：
一是簡(jiǎn)化市場(chǎng)成員基本條件；
二是分成電力批發(fā)交易、電力零售交易兩個(gè)章節分別闡述各交易類(lèi)型的參與范圍、交易電量、交易組織方式等；
三是價(jià)格及結算機制單獨成章，主要包括價(jià)格形成機制、市場(chǎng)限價(jià)、政府授權合約價(jià)格機制、代理購電價(jià)格機制、電費結算機制等；
四是簡(jiǎn)化市場(chǎng)成員要求，有關(guān)零售市場(chǎng)要求將在另行制定的零售市場(chǎng)交易管理實(shí)施細則中明確。
二、重點(diǎn)內容主要變化
較2024年方案，2025年方案在重點(diǎn)內容上主要實(shí)現“水火風(fēng)光同臺競爭、分時(shí)簽約銜接現貨、零售市場(chǎng)防控風(fēng)險”，并相應優(yōu)化調整市場(chǎng)交易類(lèi)型。主要體現為以下“四方面7要點(diǎn)”。
（一）關(guān)于市場(chǎng)成員范圍
要點(diǎn)1：發(fā)電側推動(dòng)水火風(fēng)光同臺競爭
改變燃煤火電單邊競價(jià)、納入非水電量按固定比例向用戶(hù)配置模式，推動(dòng)燃煤火電與水電、風(fēng)電、光伏同臺與用戶(hù)自主交易：
關(guān)于市場(chǎng)限價(jià)區間。水火風(fēng)光同臺后，除綠電交易外，電能量?jì)r(jià)格上限與2024年水電上限保持一致，下限調整為0，放寬限價(jià)范圍，促進(jìn)市場(chǎng)充分競爭?！ ?br /> 關(guān)于政府授權合約價(jià)格機制。對燃煤火電中長(cháng)期合同覆蓋的上網(wǎng)電量實(shí)行政府授權合約。燃煤火電的政府授權合約電價(jià)由省級價(jià)格主管部門(mén)結合一次能源成本波動(dòng)、容量電價(jià)確定。
各燃煤火電機組當月電能量?jì)r(jià)格=各燃煤火電機組當月中長(cháng)期交易合同均價(jià)+燃煤火電的政府授權合約電價(jià)-MAX（年度集中交易當月電能量均價(jià)，當月月度和月內集中交易電能量均價(jià)，各燃煤火電機組當月中長(cháng)期交易合同均價(jià)）
實(shí)行政府授權合約后，燃煤火電機組電能量?jì)r(jià)格高于其當月中長(cháng)期交易合同均價(jià)的部分，按月向工商業(yè)用戶(hù)分攤。
要點(diǎn)2：用電側調整地方電網(wǎng)參與市場(chǎng)銜接事項
關(guān)于地方電網(wǎng)用戶(hù)參與市場(chǎng)交易。省內工商業(yè)電力用戶(hù)原則上直接從電力市場(chǎng)購電，暫未直接從電力市場(chǎng)購電的工商業(yè)電力用戶(hù)由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。2023年起，我省啟動(dòng)地方電網(wǎng)網(wǎng)內工商業(yè)用戶(hù)參與交易試點(diǎn)，過(guò)渡階段保留了地方電網(wǎng)整體打包購電模式?？紤]公平性、一致性原則，取消地方電網(wǎng)整體打包購電模式，未選擇直接從電力市場(chǎng)購電的，其下主網(wǎng)電量（不含居民農業(yè)等保障類(lèi)用戶(hù)電量）納入國網(wǎng)四川電力代理購電范疇。
關(guān)于地方電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易。地方電網(wǎng)自主預測其代購電量，納入國網(wǎng)四川電力一并代購，探索地方電網(wǎng)代理購電偏差分攤機制，現階段電網(wǎng)企業(yè)要不斷提升代理購電用戶(hù)用電規模預測的科學(xué)性、準確性，按月在四川電力交易平臺披露代理購電預測準確率。
要點(diǎn)3：鼓勵新型經(jīng)營(yíng)主體參與市場(chǎng)交易
增加新型儲能（含獨立新型儲能電站、用戶(hù)側新型儲能項目）、虛擬電廠(chǎng)、電動(dòng)汽車(chē)充換電設施作為市場(chǎng)成員參與交易的基本條件，鼓勵新型經(jīng)營(yíng)主體參與市場(chǎng)交易，助力四川新型電力系統建設。
（二）關(guān)于市場(chǎng)交易類(lèi)型
要點(diǎn)4：探索推進(jìn)分時(shí)段帶曲線(xiàn)簽約
為做好中長(cháng)期交易與現貨交易的銜接，2025年起中長(cháng)期交易實(shí)施分時(shí)段簽約、按工作日連續開(kāi)市，現貨市場(chǎng)未啟動(dòng)結算試運行時(shí)暫不開(kāi)展偏差分時(shí)結算。批發(fā)市場(chǎng)和零售市場(chǎng)分別如下?！ ?br /> 批發(fā)市場(chǎng)：發(fā)用雙方結合負荷特性分月約定分時(shí)段（指四川省分時(shí)電價(jià)政策明確的早高峰、晚高峰、平段、低谷時(shí)段）交易電量和電價(jià)，取消“全年一口價(jià)”簽約方式。雙邊交易時(shí)，分時(shí)段組織交易；集中交易時(shí)，按全天均分典型曲線(xiàn)組織。優(yōu)先計劃合同、留存電量、保障性小水電按全天均分典型曲線(xiàn)形成分時(shí)段電量。
年度交易：
分月組織，交易標的為分月分時(shí)段電量
月度交易：
在上月最后一周組織，交易標的為全月分時(shí)段電量
月內交易：
原則上從上月倒數第2天至當月倒數第3天按工作日連續開(kāi)市（若當月倒數第3天為節假日仍正常開(kāi)市），以交易日為D日，交易標的為D+2日至月底的分時(shí)段電量
零售市場(chǎng)：暫不開(kāi)展分時(shí)段簽約，仍在平段基礎上執行峰谷浮動(dòng)，取消“全年一口價(jià)”簽約方式?！ ?br /> 2025年現貨市場(chǎng)結算試運行的相關(guān)細則、方案由政府主管部門(mén)另行制定。
要點(diǎn)5：交易類(lèi)型“兩取消、五調整、兩保留、三另定”
為滿(mǎn)足我省經(jīng)濟社會(huì )發(fā)展的多元化電力需求，促進(jìn)清潔能源高效利用，方案對省內電力市場(chǎng)交易類(lèi)型進(jìn)行優(yōu)化調整，主要包括：取消燃煤火電關(guān)停、月前發(fā)電側預掛牌交易；調整常規直購、綠電交易、新型儲能交易、電網(wǎng)代理購電交易、合同電量轉讓交易；保留棄水電量消納、留存電量?jì)身棁抑С终卟蛔?；另行制定?chē)網(wǎng)互動(dòng)試點(diǎn)示范項目、虛擬電廠(chǎng)交易、需求側市場(chǎng)化響應方案?！ ?br /> 1.常規直購不再打捆購入非水電量。水火風(fēng)光同臺后，取消非水電量打捆購入方式，用戶(hù)可自主與水電、燃煤火電、風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)通過(guò)雙邊或集中交易方式購入電量，相應取消事后上下調、偏差互保。此種模式下，常規直購用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)不再含打捆非水電量部分，但用戶(hù)側價(jià)格構成有所變化：
用電側價(jià)格=上網(wǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+上網(wǎng)環(huán)節線(xiàn)損費用+系統運行費用+政府性基金及附加等，其中上網(wǎng)電價(jià)含用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)，以及燃煤火電政府授權合約電價(jià)、燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)、省間外購電價(jià)分別與市場(chǎng)價(jià)格（月度和月內集中交易電能量均價(jià)）間的價(jià)差費用分攤。留存電量、棄水電量消納等對應的電量，其上網(wǎng)電價(jià)為用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)。
特別提示：
水火風(fēng)光同臺后的費用分攤并不會(huì )增加用戶(hù)購電費，只是用戶(hù)購電費組成形式的一種變化：通俗講，由水火配置電量加權均價(jià)轉變?yōu)樗妰r(jià)格和費用分攤之和?！ ?br /> 2.綠電交易調整市場(chǎng)限價(jià)及省間綠電抵非水模式。按照《電力中長(cháng)期交易基本規則—綠色電力交易專(zhuān)章》（發(fā)改能源〔2024〕1123號）相關(guān)要求，省內綠色電力交易電能量?jì)r(jià)格不設限價(jià)。雙邊交易時(shí)，綠證價(jià)格上限為上一結算周期北京電力交易中心綠證市場(chǎng)成交均價(jià)；集中交易時(shí)，綠證價(jià)格為上一結算周期北京電力交易中心綠證市場(chǎng)成交均價(jià)?，F階段，綠電交易以雙邊交易為主。此外，因取消非水電量打捆購入方式，相應取消省間綠電電量?jì)?yōu)先用于抵扣市場(chǎng)化工商業(yè)用戶(hù)應打捆購入的非水電量?！ ?.新型儲能交易相應調整。關(guān)于獨立新型儲能電站，充電時(shí)，其充電電量應參加常規直購交易；放電時(shí)，其放電電量參照省內燃煤火電方式參與市場(chǎng)交易。關(guān)于用戶(hù)側新型儲能項目，該用戶(hù)下網(wǎng)電量應參加常規直購交易，若選擇由售電公司代理，則該用戶(hù)所有電量均由同一家售電公司代理；其放電電量參照省內燃煤火電機組電能量?jì)r(jià)格形成機制執行；電力用戶(hù)與其儲能項目的投資運營(yíng)主體，可約定儲能放電補償費用及充放電形成的峰谷浮動(dòng)收益的分成比例?！ ?br /> 4.電網(wǎng)代理購電市場(chǎng)化交易相應調整?！ ?br /> 關(guān)于電量構成。包含保障居民、農業(yè)用電后剩余的水電、生物質(zhì)、燃氣和風(fēng)光優(yōu)先電量以及新投機組調試電量、省間外購電量作為電網(wǎng)代理購電固定來(lái)源，余缺電量由電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)市場(chǎng)化增減持予以平衡。經(jīng)營(yíng)主體（含發(fā)電企業(yè)、售電公司、批發(fā)用戶(hù)）以自身對應可交易規模為限摘牌（其中，經(jīng)營(yíng)主體減持電量不超過(guò)自身常規直購交易合同），出清后形成常規直購交易合同?！ ?br /> 關(guān)于市場(chǎng)化采購方式。進(jìn)一步優(yōu)化代理購電市場(chǎng)化采購方式，開(kāi)展年度、月度、月內交易，月度、月內與直接交易一起按工作日連續開(kāi)市，采用掛牌交易方式，掛量不掛價(jià)，價(jià)格為月度和月內集中交易電能量均價(jià)。代理購電購入（或售出）的燃氣發(fā)電、省間外購電量，按當月月度和月內集中交易電能量均價(jià)執行，其實(shí)際購電價(jià)格高于（低于）月度和月內集中交易電能量均價(jià)的部分，按月向工商業(yè)用戶(hù)分攤（分享）?！ ?br /> 關(guān)于代理購電偏差結算方式。電網(wǎng)代理購電來(lái)源大于代理購電用戶(hù)實(shí)際用電需求時(shí)，超出部分減持未成交產(chǎn)生的偏差電量按當月月度和月內集中交易電能量均價(jià)結算。電網(wǎng)企業(yè)代理購電產(chǎn)生的其他偏差，按規定進(jìn)行偏差結算，偏差費用由電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)承擔。相應取消代理購電事后偏差調整?！ ?br /> 5.合同電量轉讓交易相應調整。將2024年帶價(jià)差的同側電能量交易、僅可原價(jià)轉讓的合同轉讓?zhuān)喜⒔y稱(chēng)為合同電量轉讓交易，采用電能量增減持方式。采取雙邊協(xié)商方式開(kāi)展合同電量轉讓時(shí)，可選擇按原價(jià)轉讓?zhuān)蛘咴谂l(fā)市場(chǎng)限價(jià)范圍內協(xié)商轉讓價(jià)格；采取集中交易方式開(kāi)展合同電量轉讓時(shí)，轉讓價(jià)格限價(jià)與批發(fā)市場(chǎng)限價(jià)一致?！ ?.保留棄水電量消納、留存電量?jì)身棁抑С终卟蛔?。關(guān)于棄水電量消納，甘孜州、攀枝花市、雅安市、樂(lè )山市、涼山州、阿壩州、自貢市7市（州）符合相關(guān)條件的電力用戶(hù)可參與，實(shí)施時(shí)間為5-10月。關(guān)于留存電量，甘孜州、阿壩州、涼山州三州符合相關(guān)條件的用戶(hù)可參與。棄水電量消納、留存電量不承擔燃煤火電政府授權合約電價(jià)、燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)、省間外購電價(jià)三者分別與市場(chǎng)價(jià)格間的價(jià)差費用分攤?！ ?br /> 7.另行制定車(chē)網(wǎng)互動(dòng)試點(diǎn)示范項目、虛擬電廠(chǎng)交易、需求側市場(chǎng)化響應方案。
（三）關(guān)于零售市場(chǎng)要求
要點(diǎn)6：完善相關(guān)要求，防范市場(chǎng)風(fēng)險
關(guān)于新增零售側交易電量上限。零售用戶(hù)應根據其可參與的交易類(lèi)型，按戶(hù)號以真實(shí)用電規模與售電公司簽約，零售合同分月交易電量原則上應大于該用戶(hù)上一年分月實(shí)際結算電量（或用電量）的85%（新投零售用戶(hù)應大于該用戶(hù)合同容量×24小時(shí)×當月天數的85%），且小于零售用戶(hù)上一年分月實(shí)際結算電量（或用電量）×1.2（新投零售用戶(hù)及上一年當月實(shí)際結算電量（或用電量）為零的零售用戶(hù)，應小于該用戶(hù)合同容量×24小時(shí)×當月天數）；零售用戶(hù)提交市（州）主管部門(mén)蓋章材料后，其簽約電量可不受85%和1.2倍的限制。月度交易中，新投零售用戶(hù)可根據實(shí)際用電情況對年度零售合同分月交易電量進(jìn)行調整，不受上述85%的限制。
關(guān)于強化售電公司履約保障憑證管理。售電公司參與市場(chǎng)交易前，應按相關(guān)規定向四川電力交易中心提交履約保障憑證，其中，對于沒(méi)有歷史電量參考的售電公司，應按其預測全年交易電量規模提交履約保障憑證，繳納標準為0.8分/千瓦時(shí)。售電公司零售合同總量不超過(guò)其繳納的履約保障憑證額度按0.8分/千瓦時(shí)，并考慮信用評級結果后測算的整年售電量上限。售電公司參與市場(chǎng)交易后，應根據履約風(fēng)險動(dòng)態(tài)評估結果及時(shí)補繳相關(guān)費用或履約保障憑證，具體要求另行制定。對于未及時(shí)足額補繳的，經(jīng)政府主管部門(mén)和能源監管機構同意后，按規定實(shí)施相關(guān)風(fēng)險處置措施。在月度、月內交易過(guò)程中，若單筆交易將導致售電公司當月批發(fā)合同對應電費高于零售合同對應電費，且電費差額大于其履約保障憑證額度的80%，則該筆交易無(wú)法申報?！ ?br /> 此外，售電公司、零售用戶(hù)其余有關(guān)要求詳見(jiàn)另行制定的零售市場(chǎng)交易管理實(shí)施細則，批發(fā)用戶(hù)參照零售用戶(hù)執行。
（四）關(guān)于市場(chǎng)銜接事項
要點(diǎn)7：落實(shí)國家要求，促進(jìn)規范簽約
關(guān)于中長(cháng)期合同高比例簽約。落實(shí)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于做好2025年電力中長(cháng)期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2024〕1752號），繼續堅持年度電力中長(cháng)期合同高比例簽約，充分發(fā)揮年度電力中長(cháng)期合同的壓艙石、穩定器作用，結合省內水電和新能源高占比實(shí)際，適當放寬用戶(hù)側年度簽約比例，具體如下。
水電：不得低于近三年分月平均省內市場(chǎng)化結算電量的80%
燃煤火電機組：不低于年度預計發(fā)電量的80%
新能源：暫不限制
售電公司：不低于零售分月簽約電量的70%
批發(fā)用戶(hù)：不低于近三年分月平均用電量或上一年分月用電量的70%
未足額簽約部分組織發(fā)用兩側拍賣(mài)交易?！ ?br /> 關(guān)于與可再生能源電力消納的銜接。做好與可再生能源電力消納銜接工作，電網(wǎng)企業(yè)要切實(shí)承擔組織責任，認真做好可再生能源電力并網(wǎng)消納、跨省跨區輸送和市場(chǎng)交易；鼓勵電解鋁企業(yè)通過(guò)綠色電力交易，達到國家要求的綠色電力消費比例?！ ?br /> 關(guān)于高耗能參與市場(chǎng)交易機制。研究高耗能電力用戶(hù)參與市場(chǎng)交易機制，高耗能電力用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮限制。
一、基本情況
為全面貫徹黨的二十屆三中全會(huì )和習近平總書(shū)記關(guān)于構建新型電力系統的系列重要指示精神，深入推進(jìn)能源革命，建設高標準市場(chǎng)體系，嚴格落實(shí)國家各項政策部署和省委、省政府關(guān)于深化電力市場(chǎng)建設的要求，《四川省2025年省內電力市場(chǎng)交易總體方案》立足四川電力資源稟賦，以促進(jìn)多種電源充分競爭、做好現貨市場(chǎng)銜接為目標，優(yōu)化完善適應四川經(jīng)濟發(fā)展和能源結構的電力市場(chǎng)機制，確保電力安全穩定可靠供應，促進(jìn)綠色電力生產(chǎn)消費和清潔能源高效利用?！ ?br /> 2025年方案由七個(gè)章節組成，包括市場(chǎng)成員基本條件、電力批發(fā)交易、電力零售交易、價(jià)格及結算機制、市場(chǎng)成員要求、市場(chǎng)銜接事項、組織實(shí)施監管。較2024年方案，在章節設置上主要有以下變化：
一是簡(jiǎn)化市場(chǎng)成員基本條件；
二是分成電力批發(fā)交易、電力零售交易兩個(gè)章節分別闡述各交易類(lèi)型的參與范圍、交易電量、交易組織方式等；
三是價(jià)格及結算機制單獨成章，主要包括價(jià)格形成機制、市場(chǎng)限價(jià)、政府授權合約價(jià)格機制、代理購電價(jià)格機制、電費結算機制等；
四是簡(jiǎn)化市場(chǎng)成員要求，有關(guān)零售市場(chǎng)要求將在另行制定的零售市場(chǎng)交易管理實(shí)施細則中明確。
二、重點(diǎn)內容主要變化
較2024年方案，2025年方案在重點(diǎn)內容上主要實(shí)現“水火風(fēng)光同臺競爭、分時(shí)簽約銜接現貨、零售市場(chǎng)防控風(fēng)險”，并相應優(yōu)化調整市場(chǎng)交易類(lèi)型。主要體現為以下“四方面7要點(diǎn)”。
（一）關(guān)于市場(chǎng)成員范圍
要點(diǎn)1：發(fā)電側推動(dòng)水火風(fēng)光同臺競爭
改變燃煤火電單邊競價(jià)、納入非水電量按固定比例向用戶(hù)配置模式，推動(dòng)燃煤火電與水電、風(fēng)電、光伏同臺與用戶(hù)自主交易：
關(guān)于市場(chǎng)限價(jià)區間。水火風(fēng)光同臺后，除綠電交易外，電能量?jì)r(jià)格上限與2024年水電上限保持一致，下限調整為0，放寬限價(jià)范圍，促進(jìn)市場(chǎng)充分競爭?！ ?br /> 關(guān)于政府授權合約價(jià)格機制。對燃煤火電中長(cháng)期合同覆蓋的上網(wǎng)電量實(shí)行政府授權合約。燃煤火電的政府授權合約電價(jià)由省級價(jià)格主管部門(mén)結合一次能源成本波動(dòng)、容量電價(jià)確定。
各燃煤火電機組當月電能量?jì)r(jià)格=各燃煤火電機組當月中長(cháng)期交易合同均價(jià)+燃煤火電的政府授權合約電價(jià)-MAX（年度集中交易當月電能量均價(jià)，當月月度和月內集中交易電能量均價(jià)，各燃煤火電機組當月中長(cháng)期交易合同均價(jià)）
實(shí)行政府授權合約后，燃煤火電機組電能量?jì)r(jià)格高于其當月中長(cháng)期交易合同均價(jià)的部分，按月向工商業(yè)用戶(hù)分攤。
要點(diǎn)2：用電側調整地方電網(wǎng)參與市場(chǎng)銜接事項
關(guān)于地方電網(wǎng)用戶(hù)參與市場(chǎng)交易。省內工商業(yè)電力用戶(hù)原則上直接從電力市場(chǎng)購電，暫未直接從電力市場(chǎng)購電的工商業(yè)電力用戶(hù)由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。2023年起，我省啟動(dòng)地方電網(wǎng)網(wǎng)內工商業(yè)用戶(hù)參與交易試點(diǎn)，過(guò)渡階段保留了地方電網(wǎng)整體打包購電模式?？紤]公平性、一致性原則，取消地方電網(wǎng)整體打包購電模式，未選擇直接從電力市場(chǎng)購電的，其下主網(wǎng)電量（不含居民農業(yè)等保障類(lèi)用戶(hù)電量）納入國網(wǎng)四川電力代理購電范疇。
關(guān)于地方電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易。地方電網(wǎng)自主預測其代購電量，納入國網(wǎng)四川電力一并代購，探索地方電網(wǎng)代理購電偏差分攤機制，現階段電網(wǎng)企業(yè)要不斷提升代理購電用戶(hù)用電規模預測的科學(xué)性、準確性，按月在四川電力交易平臺披露代理購電預測準確率。
要點(diǎn)3：鼓勵新型經(jīng)營(yíng)主體參與市場(chǎng)交易
增加新型儲能（含獨立新型儲能電站、用戶(hù)側新型儲能項目）、虛擬電廠(chǎng)、電動(dòng)汽車(chē)充換電設施作為市場(chǎng)成員參與交易的基本條件，鼓勵新型經(jīng)營(yíng)主體參與市場(chǎng)交易，助力四川新型電力系統建設。
（二）關(guān)于市場(chǎng)交易類(lèi)型
要點(diǎn)4：探索推進(jìn)分時(shí)段帶曲線(xiàn)簽約
為做好中長(cháng)期交易與現貨交易的銜接，2025年起中長(cháng)期交易實(shí)施分時(shí)段簽約、按工作日連續開(kāi)市，現貨市場(chǎng)未啟動(dòng)結算試運行時(shí)暫不開(kāi)展偏差分時(shí)結算。批發(fā)市場(chǎng)和零售市場(chǎng)分別如下?！ ?br /> 批發(fā)市場(chǎng)：發(fā)用雙方結合負荷特性分月約定分時(shí)段（指四川省分時(shí)電價(jià)政策明確的早高峰、晚高峰、平段、低谷時(shí)段）交易電量和電價(jià)，取消“全年一口價(jià)”簽約方式。雙邊交易時(shí)，分時(shí)段組織交易；集中交易時(shí)，按全天均分典型曲線(xiàn)組織。優(yōu)先計劃合同、留存電量、保障性小水電按全天均分典型曲線(xiàn)形成分時(shí)段電量。
年度交易：
分月組織，交易標的為分月分時(shí)段電量
月度交易：
在上月最后一周組織，交易標的為全月分時(shí)段電量
月內交易：
原則上從上月倒數第2天至當月倒數第3天按工作日連續開(kāi)市（若當月倒數第3天為節假日仍正常開(kāi)市），以交易日為D日，交易標的為D+2日至月底的分時(shí)段電量
零售市場(chǎng)：暫不開(kāi)展分時(shí)段簽約，仍在平段基礎上執行峰谷浮動(dòng)，取消“全年一口價(jià)”簽約方式?！ ?br /> 2025年現貨市場(chǎng)結算試運行的相關(guān)細則、方案由政府主管部門(mén)另行制定。
要點(diǎn)5：交易類(lèi)型“兩取消、五調整、兩保留、三另定”
為滿(mǎn)足我省經(jīng)濟社會(huì )發(fā)展的多元化電力需求，促進(jìn)清潔能源高效利用，方案對省內電力市場(chǎng)交易類(lèi)型進(jìn)行優(yōu)化調整，主要包括：取消燃煤火電關(guān)停、月前發(fā)電側預掛牌交易；調整常規直購、綠電交易、新型儲能交易、電網(wǎng)代理購電交易、合同電量轉讓交易；保留棄水電量消納、留存電量?jì)身棁抑С终卟蛔?；另行制定?chē)網(wǎng)互動(dòng)試點(diǎn)示范項目、虛擬電廠(chǎng)交易、需求側市場(chǎng)化響應方案?！ ?br /> 1.常規直購不再打捆購入非水電量。水火風(fēng)光同臺后，取消非水電量打捆購入方式，用戶(hù)可自主與水電、燃煤火電、風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)通過(guò)雙邊或集中交易方式購入電量，相應取消事后上下調、偏差互保。此種模式下，常規直購用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)不再含打捆非水電量部分，但用戶(hù)側價(jià)格構成有所變化：
用電側價(jià)格=上網(wǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+上網(wǎng)環(huán)節線(xiàn)損費用+系統運行費用+政府性基金及附加等，其中上網(wǎng)電價(jià)含用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)，以及燃煤火電政府授權合約電價(jià)、燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)、省間外購電價(jià)分別與市場(chǎng)價(jià)格（月度和月內集中交易電能量均價(jià)）間的價(jià)差費用分攤。留存電量、棄水電量消納等對應的電量，其上網(wǎng)電價(jià)為用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)。
特別提示：
水火風(fēng)光同臺后的費用分攤并不會(huì )增加用戶(hù)購電費，只是用戶(hù)購電費組成形式的一種變化：通俗講，由水火配置電量加權均價(jià)轉變?yōu)樗妰r(jià)格和費用分攤之和?！ ?br /> 2.綠電交易調整市場(chǎng)限價(jià)及省間綠電抵非水模式。按照《電力中長(cháng)期交易基本規則—綠色電力交易專(zhuān)章》（發(fā)改能源〔2024〕1123號）相關(guān)要求，省內綠色電力交易電能量?jì)r(jià)格不設限價(jià)。雙邊交易時(shí)，綠證價(jià)格上限為上一結算周期北京電力交易中心綠證市場(chǎng)成交均價(jià)；集中交易時(shí)，綠證價(jià)格為上一結算周期北京電力交易中心綠證市場(chǎng)成交均價(jià)?，F階段，綠電交易以雙邊交易為主。此外，因取消非水電量打捆購入方式，相應取消省間綠電電量?jì)?yōu)先用于抵扣市場(chǎng)化工商業(yè)用戶(hù)應打捆購入的非水電量?！ ?.新型儲能交易相應調整。關(guān)于獨立新型儲能電站，充電時(shí)，其充電電量應參加常規直購交易；放電時(shí)，其放電電量參照省內燃煤火電方式參與市場(chǎng)交易。關(guān)于用戶(hù)側新型儲能項目，該用戶(hù)下網(wǎng)電量應參加常規直購交易，若選擇由售電公司代理，則該用戶(hù)所有電量均由同一家售電公司代理；其放電電量參照省內燃煤火電機組電能量?jì)r(jià)格形成機制執行；電力用戶(hù)與其儲能項目的投資運營(yíng)主體，可約定儲能放電補償費用及充放電形成的峰谷浮動(dòng)收益的分成比例?！ ?br /> 4.電網(wǎng)代理購電市場(chǎng)化交易相應調整?！ ?br /> 關(guān)于電量構成。包含保障居民、農業(yè)用電后剩余的水電、生物質(zhì)、燃氣和風(fēng)光優(yōu)先電量以及新投機組調試電量、省間外購電量作為電網(wǎng)代理購電固定來(lái)源，余缺電量由電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)市場(chǎng)化增減持予以平衡。經(jīng)營(yíng)主體（含發(fā)電企業(yè)、售電公司、批發(fā)用戶(hù)）以自身對應可交易規模為限摘牌（其中，經(jīng)營(yíng)主體減持電量不超過(guò)自身常規直購交易合同），出清后形成常規直購交易合同?！ ?br /> 關(guān)于市場(chǎng)化采購方式。進(jìn)一步優(yōu)化代理購電市場(chǎng)化采購方式，開(kāi)展年度、月度、月內交易，月度、月內與直接交易一起按工作日連續開(kāi)市，采用掛牌交易方式，掛量不掛價(jià)，價(jià)格為月度和月內集中交易電能量均價(jià)。代理購電購入（或售出）的燃氣發(fā)電、省間外購電量，按當月月度和月內集中交易電能量均價(jià)執行，其實(shí)際購電價(jià)格高于（低于）月度和月內集中交易電能量均價(jià)的部分，按月向工商業(yè)用戶(hù)分攤（分享）?！ ?br /> 關(guān)于代理購電偏差結算方式。電網(wǎng)代理購電來(lái)源大于代理購電用戶(hù)實(shí)際用電需求時(shí)，超出部分減持未成交產(chǎn)生的偏差電量按當月月度和月內集中交易電能量均價(jià)結算。電網(wǎng)企業(yè)代理購電產(chǎn)生的其他偏差，按規定進(jìn)行偏差結算，偏差費用由電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)承擔。相應取消代理購電事后偏差調整?！ ?br /> 5.合同電量轉讓交易相應調整。將2024年帶價(jià)差的同側電能量交易、僅可原價(jià)轉讓的合同轉讓?zhuān)喜⒔y稱(chēng)為合同電量轉讓交易，采用電能量增減持方式。采取雙邊協(xié)商方式開(kāi)展合同電量轉讓時(shí)，可選擇按原價(jià)轉讓?zhuān)蛘咴谂l(fā)市場(chǎng)限價(jià)范圍內協(xié)商轉讓價(jià)格；采取集中交易方式開(kāi)展合同電量轉讓時(shí)，轉讓價(jià)格限價(jià)與批發(fā)市場(chǎng)限價(jià)一致?！ ?.保留棄水電量消納、留存電量?jì)身棁抑С终卟蛔?。關(guān)于棄水電量消納，甘孜州、攀枝花市、雅安市、樂(lè )山市、涼山州、阿壩州、自貢市7市（州）符合相關(guān)條件的電力用戶(hù)可參與，實(shí)施時(shí)間為5-10月。關(guān)于留存電量，甘孜州、阿壩州、涼山州三州符合相關(guān)條件的用戶(hù)可參與。棄水電量消納、留存電量不承擔燃煤火電政府授權合約電價(jià)、燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)、省間外購電價(jià)三者分別與市場(chǎng)價(jià)格間的價(jià)差費用分攤?！ ?br /> 7.另行制定車(chē)網(wǎng)互動(dòng)試點(diǎn)示范項目、虛擬電廠(chǎng)交易、需求側市場(chǎng)化響應方案。
（三）關(guān)于零售市場(chǎng)要求
要點(diǎn)6：完善相關(guān)要求，防范市場(chǎng)風(fēng)險
關(guān)于新增零售側交易電量上限。零售用戶(hù)應根據其可參與的交易類(lèi)型，按戶(hù)號以真實(shí)用電規模與售電公司簽約，零售合同分月交易電量原則上應大于該用戶(hù)上一年分月實(shí)際結算電量（或用電量）的85%（新投零售用戶(hù)應大于該用戶(hù)合同容量×24小時(shí)×當月天數的85%），且小于零售用戶(hù)上一年分月實(shí)際結算電量（或用電量）×1.2（新投零售用戶(hù)及上一年當月實(shí)際結算電量（或用電量）為零的零售用戶(hù)，應小于該用戶(hù)合同容量×24小時(shí)×當月天數）；零售用戶(hù)提交市（州）主管部門(mén)蓋章材料后，其簽約電量可不受85%和1.2倍的限制。月度交易中，新投零售用戶(hù)可根據實(shí)際用電情況對年度零售合同分月交易電量進(jìn)行調整，不受上述85%的限制。
關(guān)于強化售電公司履約保障憑證管理。售電公司參與市場(chǎng)交易前，應按相關(guān)規定向四川電力交易中心提交履約保障憑證，其中，對于沒(méi)有歷史電量參考的售電公司，應按其預測全年交易電量規模提交履約保障憑證，繳納標準為0.8分/千瓦時(shí)。售電公司零售合同總量不超過(guò)其繳納的履約保障憑證額度按0.8分/千瓦時(shí)，并考慮信用評級結果后測算的整年售電量上限。售電公司參與市場(chǎng)交易后，應根據履約風(fēng)險動(dòng)態(tài)評估結果及時(shí)補繳相關(guān)費用或履約保障憑證，具體要求另行制定。對于未及時(shí)足額補繳的，經(jīng)政府主管部門(mén)和能源監管機構同意后，按規定實(shí)施相關(guān)風(fēng)險處置措施。在月度、月內交易過(guò)程中，若單筆交易將導致售電公司當月批發(fā)合同對應電費高于零售合同對應電費，且電費差額大于其履約保障憑證額度的80%，則該筆交易無(wú)法申報?！ ?br /> 此外，售電公司、零售用戶(hù)其余有關(guān)要求詳見(jiàn)另行制定的零售市場(chǎng)交易管理實(shí)施細則，批發(fā)用戶(hù)參照零售用戶(hù)執行。
（四）關(guān)于市場(chǎng)銜接事項
要點(diǎn)7：落實(shí)國家要求，促進(jìn)規范簽約
關(guān)于中長(cháng)期合同高比例簽約。落實(shí)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于做好2025年電力中長(cháng)期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2024〕1752號），繼續堅持年度電力中長(cháng)期合同高比例簽約，充分發(fā)揮年度電力中長(cháng)期合同的壓艙石、穩定器作用，結合省內水電和新能源高占比實(shí)際，適當放寬用戶(hù)側年度簽約比例，具體如下。
水電：不得低于近三年分月平均省內市場(chǎng)化結算電量的80%
燃煤火電機組：不低于年度預計發(fā)電量的80%
新能源：暫不限制
售電公司：不低于零售分月簽約電量的70%
批發(fā)用戶(hù)：不低于近三年分月平均用電量或上一年分月用電量的70%
未足額簽約部分組織發(fā)用兩側拍賣(mài)交易?！ ?br /> 關(guān)于與可再生能源電力消納的銜接。做好與可再生能源電力消納銜接工作，電網(wǎng)企業(yè)要切實(shí)承擔組織責任，認真做好可再生能源電力并網(wǎng)消納、跨省跨區輸送和市場(chǎng)交易；鼓勵電解鋁企業(yè)通過(guò)綠色電力交易，達到國家要求的綠色電力消費比例?！ ?br /> 關(guān)于高耗能參與市場(chǎng)交易機制。研究高耗能電力用戶(hù)參與市場(chǎng)交易機制，高耗能電力用戶(hù)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮限制。
