11月3日，四川省发展和改革委员会等部门就《四川2027年电力市场交易总体方案 （征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V5.0（征求意见稿）》公开征求意见。

根据2027年四川电力供需形势、全省工商业用户用电规模预测，预计2027年省内电力市场交易规模约2500亿千瓦时。

2025年6月1日起投产的非调度范围内的分布式光伏、分散式风电可由虚拟电厂聚合交易，车网互动、智能微电网等在具备条件后可参加交易。

现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式。

独立储能暂以“报量不报价”的方式参与现货市场，若独立储能电站含有多类型储能系统，应按储能设计配置时长等特性差异拆分为多个计划单元。

独立储能放电时，每15分钟现货实时市场价格为其所在节点的实时市场出清电价；充电时，每15分钟现货实时市场价格为每15分钟实时市场统一结算点价格。独立储能充放电电量按每15分钟结算。

新能源场站和配建储能作为联合报价主体以“报量报价”的方式参与市场。

高耗能电力用户中长期市场交易电价不设上限。

年度、月度（多月）、月内（不含滚动交易）电能量交易限价范围为：丰水期（6—10月）各时段0—211.43元/兆瓦时，平水期（5月、11月）各时段0—333.84元/兆瓦时，枯水期（1—4月、12月）各时段0—415.63元/兆瓦时。

月内滚动交易的各时段交易限价范围为0—800元/兆瓦时。

电力现货交易，电能量申报及出清价格限价范围均为0—800元/兆瓦时；电力零售交易中，签约的浮动价格限价范围为2—20元/兆瓦时；电力聚合交易中，负荷类聚合套餐参照电力零售交易对应零售套餐的限价范围执行，发电类聚合套餐的浮动价格限价范围为0—20元/兆瓦时。

集中式新能源不得低于其全月上网电量扣减其机制电量、省间交易电量、调试电量后的85%。批发用户当月签约电量不得低于其全月用电量的80%，售电公司不得低于其代理零售用户全月用电量的80%。独立储能、虚拟电厂发电类聚合单元、绿电直连项目不受月度、月内签约比例限制。

《四川2027年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》

根据2027年四川电力供需形势、全省工商业用户用电规模预测，预计2027年省内电力市场交易规模约2500亿千瓦时。

新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源，以及可调节负荷、虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网和并网型绿电直连项目等。2025年6月1日起投产的非调度范围内的分布式光伏、分散式风电可由虚拟电厂聚合交易，

车网互动、智能微电网等在具备条件后可参加交易。

中长期交易

年度交易以次年年度内的电量为交易标的，原则上在2026年底前完成。

月度交易以年内次月的电量作为交易标的，多月交易以年内剩余月份（不含次月）的电量作为交易标的，原则上，月度（多月）交易在每月下旬组织。

月内交易以月内剩余天数或特定天数的电量为交易标的，原则上月内交易按自然日连续不间断开市。

现货市场

现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式。

日前预出清结果作为次日发电运行安排参考，不用于市场结算。

日内滚动优化具备条件后，根据市场边界变化情况，对运行日剩余时段的水库运用、机组组合等进行滚动优化，为实时市场出清提供参考。

实时市场基于实时最新边界情况，以社会福利最大化为优化目标，进行集中优化计算，滚动出清实时市场发电出力曲线以及节点边际电价，用于实时生产运行及市场结算。

电力零售交易和聚合交易

零售交易按照年度、月度等不同时间维度组织开展。采用‘联动价格+浮动价格’方式，以每日零售市场联动价格为基准，叠加浮动价格后形成每日24个时段的电能量价格。

年度零售交易可采用双边协商、挂牌、竞价等交易方式组织，原则上应不晚于电力中长期年度批发交易开市。

电力聚合交易包括负荷类聚合交易和发电类聚合交易，在年度、月度等不同时间维度组织开展。初期，电力聚合交易暂采用双边协商方式，组织方式和交易时间安排与电力零售交易双边协商方式相同。

价格机制与限价

高耗能电力用户中长期市场交易电价不设上限。

电力中长期交易限价方面，年度、月度（多月）、月内（不含滚动交易）电能量交易限价范围为：丰水期（6—10月）各时段0—211.43元/兆瓦时，平水期（5月、11月）各时段0—333.84元/兆瓦时，枯水期（1—4月、12月）各时段0—415.63元/兆瓦时。

月内滚动交易的各时段交易限价范围为0—800元/兆瓦时。电力现货交易电能量申报及出清价格限价范围均为0—800元/兆瓦时。电力零售交易中，签约的浮动价格限价范围为2—20元/兆瓦时。

新型经营主体（除独立储能外）的发电部分、用电部分每小时现货实时市场价格均由每15分钟实时市场统一结算点价格按全网出清电量加权计算形成。

独立储能放电时，每15分钟现货实时市场价格为其所在节点的实时市场出清电价；充电时，每 15 分钟现货实时市场价格为每 15 分钟实时市场统一结算点价格。

交易结算

独立储能按充放电电量按每15分钟结算。电力零售交易和聚合交易根据零售套餐（或聚合套餐）采用日清月结的模式开展结算。

绿电交易电能量部分与绿电环境价值部分分开结算，纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益。

市场关键机制

年度签约方面，新能源、独立储能、虚拟电厂发电类聚合单元、绿电直连项目等不受年度签约比例限制。

月度、月内签约方面，集中式新能源不得低于其全月上网电量扣减其机制电量、省间交易电量、调试电量后的85%。独立储能、虚拟电厂发电类聚合单元、绿电直连项目不受月度、月内签约比例限制。

《四川电力市场规则体系V5.0（征求意见稿）》

规则体系V5.0包含交易衔接、现货交易、风险防控、计量管理四个分册，主要操作性规定如下。

交易衔接方面，细则适用于2027年四川电力市场交易组织及管理。常规直购年度交易采用双边协商交易和集中交易（含复式撮合等）方式开展。

现阶段，省内绿电交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

年度签约不足部分按照电力年度中长期交易该月常规直购集中交易均价的60%支付考核费用，考核费用纳入2027年1月结算依据中。售电公司同一实际控制人注册的售电公司在四川的签约售电量，原则上不得超过四川签约售电总量的20%。

独立储能的电力中长期交易合同，由四川电力交易中心将每小时电量均分到该小时内每15分钟，形成当日96点交易合同，并以此作为独立储能市场化结算的基础数据。

现货交易方面，细则适用于四川电力现货市场运营。新型经营主体暂为分布式新能源、独立储能、虚拟电厂。

参与方式上，独立储能、虚拟电厂、绿电直连项目暂以报量不报价的方式参与。现货市场以市场竞争方式出清形成每15分钟的节点边际电价。结算时，发电侧采用节点边际电价，用户侧采用统一结算点电价。现货市场运行期间，省内调峰辅助服务市场及两个细则市场化机组调峰补偿不再运行。

新能源场站和配建储能作为联合报价主体以“报量报价”的方式参与市场。

风险防控方面，细则将市场风险分为低、中、高三级。

市场力缓解机制方面，枯水期（1～4月、11～12月），所有类型发电主体均具有较强的市场力，在枯水期常态化实施市场力缓解机制。丰水期（5～10月），发电主体在电力供需紧张（电力供需比小于等于1.01或电量供需比小于等于1.25）时具有较强的市场力。

计量管理方面，细则适用于四川省电力经营主体及之间的关口电能计量装置的安装、运行、维护、管理，以及计量数据管理等。要求用电信息采集系统采集范围应涵盖所有涉及市场结算的关口电能计量装置，原始计量数据不得修改。

原文如下：

为切实做好2027年省内电力市场交易工作，省能源局会同省发展改革委、国家能源局四川监管办起草形成了《四川2027年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V5.0（征求意见稿）》，现面向社会公开征求意见。

此次公开征求意见的时间为2026年11月3日至2026年12月2日。感谢您的支持和参与！

地址：成都市锦江区滨江东路156号电力调度处

邮编：610021

邮箱：550157877@qq.com

附件：

1.四川2027年电力市场交易总体方案（征求意见稿）

2.四川电力市场规则体系V5.0（征求意见稿）

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

2026年11月3日

《四川2027年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》及《四川电力市场规则体系V5.0（征求意见稿）》起草说明_1793669538517.doc