作为全国水电占比最高的省份，四川电力市场的每一次调整都牵动着行业神经。近日，四川省发改委、能源局、四川能监办联合发布《四川 2026 年电力市场交易总体方案（征求意见稿）》（下称《2026 交易方案》）及《四川电力市场规则体系 V4.0（征求意见稿）》（下称《V4.0 规则》），从交易规模、价格机制到新型主体准入，全方位重构四川电力市场逻辑。
本次征求意见期仅 7 天（11 月 20 日 - 26 日），足见政策落地的紧迫性。本文将拆解两大文件的核心变化，厘清对发电、售电、用电主体的实际影响。
一、核心前提：2300 亿千瓦时市场化规模锁定，市场边界再清晰
《2026 交易方案》首次明确年度市场化交易电量规模为 2300 亿千瓦时，较 2025 年市场化结算量小幅上涨，标志着四川电力市场化改革从 “试点探索” 进入 “规模定型” 阶段。
同时，市场成员分类迎来调整：一方面拓展分布式新能源入市渠道，丰富供给类型；另一方面明确地方电网工商业用户若不满足现货运行硬件条件，2027 年将退出直接市场交易，倒逼中小用户规范接入、提升市场化适配能力。
二、交易体系重构：批发零售双端调整，现货结算逻辑生变
1. 批发交易：现货 “三阶段” 运行，中长期节奏前置
批发交易明确划分为 “中长期 + 现货” 两大核心板块，其中现货交易规则是本次调整的重中之重：
- 日前市场：仅作为次日发电运行安排参考，不参与结算；
- 日内市场：为实时市场出清提供参考；
- 实时市场：唯一用于实际生产运行和结算的环节。
中长期交易则大幅调整节奏：年度交易完成时间提前，仅保留增量交易空间；电网企业代理购电需求被拆分为 “保障性用电 + 市场化购电”，供给来源单独核算，进一步厘清公益属性与市场属性的边界。
2. 零售交易：取消电量约定，分时段定价成核心
零售侧规则的调整直接影响千万用电企业：
- 合同核心从 “约定电量” 转向 “约定价格”：按月分时段约定交易价格、全年联动价格比例，取消过去的浮动价格机制；
- 绿电交易细则明确：按月实际用电量比例 / 固定电量约定绿电电量及环境价值偏差补偿价格；
- 新增批零收益分享机制：售电公司批零价差收益超过 7 元 / 兆瓦时（默认基准）的部分，需按 50%（默认比例）向代理用户让利，首次以规则形式倒逼售电公司分享市场红利。
三、价格机制优化：限价有松有紧，市场化信号更明确
价格是市场的核心杠杆，本次调整既守住风控底线，又释放市场化弹性：
交易类型 |
限价调整要点 |
年度 / 月度 / 月内（不含滚动） |
峰/ 平 / 谷期限价保持不变（峰：0-211.43 元 / MWh；平：0-333.84；枯：0-415.63） |
滚动交易 |
全年限价放宽至 0-481.44 元 / MWh，缩小与现货限价差距 |
现货交易 |
维持 - 50~800 元 / MWh 不变，保留价格调节空间 |
零售交易 |
限价与年度批发交易一致，保障用户成本稳定 |
绿证交易 |
限价锚定近 12 月北京绿证成交均价，各时段价格统一 |
此外，峰谷电价机制调整：仅尖峰时段执行原有峰谷浮动，其余时段由零售分时段签约价替代，通过价格信号引导用户优化用电行为，缓解四川丰枯、峰谷用电矛盾。值得关注的是，高耗能用户电价上限被取消，市场化定价覆盖范围进一步扩大。
四、V4.0 规则体系：四大细则筑牢市场基础，风险防控升级
《V4.0 规则》聚焦 “中长期衔接、现货运行、风险防控、计量管理” 四大核心，形成闭环管理体系：
- 中长期衔接细则：明确批零交易范围、曲线分解规则，新增省间外购电量挂牌减持机制，打通省内外电力流通渠道；
- 风险防控细则：强化现货市场力监测、售电公司履约额度管理，新增中长期超缺额收益回收机制，从 “强制拍卖” 转向 “直接考核”，惩罚性更强；
- 计量管理细则：规范计量设备、数据管理，明确异常数据处理规则，为市场结算提供精准数据支撑。
五、新型主体红利：储能、虚拟电厂全面放开，新能源灵活度提升
本次调整最大的亮点之一，是对新型主体的全面松绑：
- 首次全面放开新型储能、虚拟电厂等四类新型主体市场准入；
- 独立储能充放电规模上限明确：充电 / 放电能力按 “额定功率 × 运行天数 ×2×2 小时” 或 “1.2 倍历史最大电量” 取最大值，各时段交易规模上限为 “额定功率 ×1 小时”；
- 虚拟电厂分类型定规模：发电类参照新能源企业，负荷类参照售电公司；
- 新能源、独立储能、发电类虚拟电厂不受年度签约比例限制，可灵活参与市场交易，适配新能源出力波动特征。
- 同时，方案明确电解铝、钢铁、多晶硅等行业及新建数据中心需满足绿电消费比例要求，倒逼高耗能行业消纳可再生能源，契合 “双碳” 目标。
六、不同主体怎么看？机遇与挑战并存
1. 发电企业
- 水电：现货实时结算机制更适配水电丰枯出力特征，但需应对分时段价格波动；
- 火电：容量电价、启停成本补偿规则进一步明确，保障基础收益；
- 新能源：无年度签约比例限制，市场化消纳空间扩大，但需提升出力预测精度。
2. 售电公司
- 机遇：批零收益分享机制虽压缩利润空间，但可通过精细化分时段定价提升竞争力；
- 挑战：批零协同要求（月度签约电量不超用户近三年最大用电量）、履约保障要求提升，风控能力成核心门槛。
3. 用电企业
- 高耗能用户：电价上限取消，可通过市场化谈判获得更低价格，但需承担价格波动风险；
- 一般工商业用户：分时段定价可优化用电成本，绿电消费可选空间扩大。
七、总结：四川电力市场进入 “精细化运营” 时代
从 V3.0 到 V4.0，从 “规模扩张” 到 “机制完善”，四川电力市场改革正朝着 “统一、开放、竞争、有序” 的方向迈进。本次调整既兼顾水电大省的资源禀赋，又对接全国统一电力市场建设要求，通过价格杠杆、规则优化平衡 “消纳、稳定、发展” 三大目标。
对于市场主体而言，需抓住 7 天征求意见期及时反馈诉求，同时提前校准交易策略：发电企业需优化出力预测与报价模型，售电公司需强化用户侧负荷管理，用电企业需梳理分时段用电特征。唯有适应规则变化，才能在四川电力市场的新棋局中把握先机。
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