四川:《四川电力中长期市场实施细则》解读

4月10日，四川电力交易中心发布《四川电力中长期市场实施细则》解读，详情如下：

4月9日，国家能源局四川监管办公室、四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合印发《四川电力中长期市场实施细则》（川监能市场〔2026〕24号，以下简称《细则》）。为帮助各经营主体进一步了解掌握《细则》相关内容，特编制本解读。

一、总体情况

《细则》按照《电力市场运行基本规则》《电力中长期市场基本规则》等文件要求，结合四川水电为主、新能源快速增长、新型主体涌现等实际情况，对四川电力中长期市场体系进行细化完善。

一是衔接国家要求。落实国家层面的基础性、纲领性规则，确保省级市场与国家顶层设计高度一致。

二是聚焦中长期市场。增加中长期市场的总体要求，简化注册、信息披露、计量与结算等规则，将具体执行统一指向国家基本规则。

三是贴合四川特色。聚焦于中长期市场交易方式、价格形成机制、交易组织与校核等核心内容，结合四川水电特色进行细化规范，构建更灵活、高效、规范的四川中长期市场体系。

二、主要内容

《细则》分总则、总体要求、市场成员、交易品种和价格机制、电力批发交易、电力零售交易、交易校核、合同管理、计量与结算、信息披露、市场技术支持系统、风险防控和争议处置、法律责任、附则共14章122条。

（一）市场成员 准入规范化与权责清晰化

一是主体扩容，丰富多元。将虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体正式纳入中长期市场范围，并明确其定义、分类及与分散资源签订聚合服务合同的权责关系，为其平等、规模化入市提供了制度性支撑。

二是电网定位，情景明晰。在履行电网企业义务的同时，明确其在代理购电市场化交易、保障性用电市场化交易、省间中长期外购挂牌交易三种特定市场行为中“视为经营主体”，角色与责任更加精准。

三是权责对等，义务强化。细化并明确了各类市场成员的权利与义务。明确提出售电公司需公示零售套餐、可获取签约用户负荷信息；发电企业需提供承诺的有效容量、关键运行信息等；电力用户需履行可再生能源消纳责任和消费义务；运营机构需加强市场监测分析。

四是注册简化，规范统一。大幅简化注册、变更、注销流程的表述，统一要求按照国家《电力市场注册基本规则》执行，实现与国家基本规则的衔接，并明确提出经营主体应实名认证的要求。

五是进出有序，衔接顺畅。工商业用户直接参与市场的选择周期从一个季度缩短至一个月，并明确正当理由改为电网企业代理购电的情形。

（二）交易与价格 机制灵活化与品种多样化

一是品种完善，路径清晰。坚持四川中长期市场实行水电、新能源、燃煤火电等多类型电源同台竞争。新增并规范“电网企业代理购电市场化交易”“保障性用电市场化交易”“省间中长期外购挂牌交易”，市场结构更完整。

二是方式创新，灵活高效。在沿用原有交易方式，继续保留复式撮合、拍卖交易等基础上，明确电网企业代理购电市场化交易、保障性用电市场化交易、省间中长期外购挂牌交易可采用挂牌交易方式，由电网企业报量不报价参与。同时，提出逐步推动地方电网自主参与相关交易。

三是价格放开，引导预期。绿电环境价值单列。绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值两部分构成，且绿电环境价值不纳入峰谷分时及力调电费计算。合同价格多元。允许签订固定价格或随市场供需、发电成本变化的灵活价格合同。分时电价市场化。对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，具体按省发展改革委明确的电价政策执行。限价机制衔接现货。逐步推动月内等短周期交易限价向现货交易限价贴近，强化中长期价格对短期供需的预期发现功能。

（三）交易组织 运行高频化与操作精细化

一是开市要求常态化。明确提出构建“按日连续开市”的新型中长期交易格局，并将其作为对市场技术支持系统和运营机构的基础能力要求，推动月内交易实现常态化、高频率运营。

二是组织流程规范化。明确交易公告发布时限，数年、年度交易公告提前至少3个工作日，月度交易提前至少1个工作日，连续开市交易则不再单独发布公告。细化月内集中交易（连续交易与滚动交易）具体要求，为市场主体提供了更丰富的风险管理工具。

三是绿电交易精细化。明确省内绿电交易不单独组织集中竞价和滚动撮合。要求售电公司、虚拟电厂必须提前与电力用户或聚合的分布式新能源建立关系，并在申报时全额关联绿电需求电量，确保绿电发用匹配、绿电环境价值可溯源。绿电合同转让时，电能量与绿电环境价值须一并转让。

（四）交易校核 职责分离化与衔接前瞻化

一是职责两分，权责明晰。明确划分“交易校核”为两部分：由电力交易机构负责的“交易出清校核”（含电力电量限额校核、交易限价校核等），以及由电力调度机构负责的“电网安全校核”。二者既分工明确，又协同保障市场运行的经济性与电网运行的安全性。

二是面向现货，强化衔接。明确提出当省内现货市场进入连续结算（试）运行后，原则上不再开展省内中长期交易的电网安全校核，为中长期市场发挥“压舱石”避险功能、现货市场发挥价格信号“指南针”作用的成熟市场模式做好制度衔接。

（五）合同管理 形式电子化与类型多元化

一是签约模式创新。分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参与电力中长期市场，降低了小微主体参与门槛。

二是合同效力等同。明确中长期交易合同原则上采用电子合同方式；电力交易机构根据市场成员在电力交易平台的成交结果，出具的电子交易确认单，视为电子合同。

三是绿电合同要素明确。要求绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线、电能量价格及绿电环境价值等核心要素。

（六）市场结算 规则统一化与处理精细化

一是统一规则，强化衔接。大幅精简相关结算条款，统一要求按照国家《电力市场计量结算基本规则》执行。明确四川中长期市场暂采用差价结算方式，并设置电力中长期结算参考点作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点。

二是明确规范，结算精准。对多种特殊情形的结算进行了明确规范，包括：共用计量点的电量拆分原则；资源聚合类新型经营主体上下网电量的区分与结算；居民农业用电与代理购电偏差电量的分别结算；省内绿电电能量与环境价值的分开结算；经营主体因过户、并户、销户需月中清算时按对应月份电网企业代理购电价格结算。

（七）支撑体系 运行稳健化与防控体系化

一是信息披露规范化。精简披露要求，统一执行国家《电力市场信息披露基本规则》，提升市场透明度。

二是技术系统统一化。明确提出对电力交易平台的技术要求，包括统一数据接口标准、建立备用或双活系统等，保障技术系统能够支持“按日连续运行”。

三是风险防控系统化。系统定义市场风险的六大类型，推动风险管理从事后处理向事前识别、分类防范转变。明确了各方在风险防范、市场监测、依法干预等方面的责任，构建了层次更分明、覆盖更全面的市场风险防控与治理体系。