四川电力市场迎来重大变革:《中长期市场实施细则》水电大省的电力化“突围战”
一份新规，为何偏偏在这个时间点出台？工商业用户是入市还是观望？电价怎么算？交易怎么做？本文将一一拆解。
2026年4月9日，国家能源局四川监管办公室、四川省发改委、四川省能源局联合发布《四川电力中长期市场实施细则》（以下简称《细则》），并于发布之日起施行，同时废止2024年版旧规。
这份文件的出台，绝非一次简单的规则修订。它是一场酝酿已久、针对性极强的电力市场化“突围战”，其背后是四川“水电为主”的电源结构所特有的矛盾与改革诉求。
一、为什么是现在？四川“水电独大”的特殊困境
很多人会问：全国都在推进电力市场化改革，四川为什么在这个时间点出台这样一份细则？
答案就藏在四川独特的电源结构里。
四川是全国水电大省，水电装机占比超过70%，发电量占比更是高达80%以上。这种“一水独大”的格局，带来了两个特有的市场难题：
第一，“丰余枯缺”的季节性矛盾极端突出。
丰水期（6-10月），水电大发，电力供过于求，弃水压力巨大；枯水期（11-4月），水电出力锐减，电力供需紧张，甚至需要外购电补充。传统的中长期交易以年度、月度为主，周期长、灵活性差，无法适应这种剧烈的季节性波动。
第二，新能源快速增长加剧了系统复杂性。
四川的风电、光伏近年来发展迅猛，但其出力特性与水电梯次互补，进一步增加了电力电量平衡的难度。如何让新能源“发得出、送得走、消得了”，成为必须破解的难题。
《细则》正是针对上述困境开出的“药方”：
“按日连续开市”（第四条、第四十九条）：让交易频率从“月度”升级为“日度”，经营主体几乎每天都可以交易，及时调整持仓，灵活应对丰枯变化。
新型经营主体入市（第四条、第十八条、第二十三条）：虚拟电厂、负荷聚合商可以聚合分布式资源参与市场，在枯水期提供需求侧响应，在丰水期消纳弃水电量，成为电力系统的“海绵”。
一句话总结：这份《细则》是四川为了应对“水电为主、丰枯分明”的特殊省情，而量身打造的市场化解决方案。
二、工商业用户：入市还是观望？选择权更大了，但挑战也来了
这是所有工商业用户最关心的问题：我到底要不要入市？
（一）政策变化：选择周期缩短至一个月
《细则》第十二条、第十三条规定：
直接参与市场的用户，全部电量须通过批发或零售市场购买，不得同时参加两个市场。
暂未直接参与的用户，由电网企业代理购电，但允许在次月选择直接参与。
对比旧规：过去，用户选择入市后，通常以一个季度为周期才能变更。现在缩短至一个月，意味着用户有了更灵活的“后悔权”和调整空间。
（二）入市的利与弊
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（三）给你的建议
大型工商业用户（年用电量千万度以上）：建议主动入市。您有足够的议价能力和风险承受能力，通过参与批发市场或与售电公司谈判，有望获得比代理购电更低的价格。同时，绿电交易可以满足出口企业和上市公司对绿色电力消费的刚性需求。
中小工商业用户：可以暂时观望，继续由电网代理购电。同时关注市场行情，待售电公司服务体系成熟、套餐更加丰富后，再择机入市。选择售电公司时，重点关注其信用等级、履约保函额度、历史服务评价。
三、官方解读核心亮点提炼
结合官方发布的解读文件，以下四个方面的变化值得重点关注：
（一）市场成员：虚拟电厂正式“持证上岗”
《细则》首次系统定义了新型经营主体（包括虚拟电厂、负荷聚合商、储能等），并明确其与分散资源签订聚合服务合同的权责关系。这意味着，分布式光伏、可调节负荷等小微资源可以“打包”入场，参与电能量交易和需求响应。
意义：负荷侧资源从单纯的“消费者”转变为“产消者”，电力系统的调节能力大幅提升。
（二）交易方式：电网企业“报量不报价”
《细则》第三十五条明确，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。
意义：电网企业作为“最后兜底者”，其交易行为不参与价格形成，避免了对市场价格的扭曲。同时，逐步推动地方电网自主参与交易（第三十六条），打破国网四川电力的“独家代理”格局。
（三）绿电交易：价格分离，溯源清晰
《细则》第四十二条、第一百条明确：
绿电交易价格 =电能量价格+绿电环境价值，后者不纳入峰谷分时电价和力调电费计算。
环境价值结算按“合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小”原则确定。
意义：企业购买绿电，可以清晰地知道为“绿色属性”支付了多少成本。“三者取小”原则对市场主体的电量预测精度提出了更高要求，偏差过大将直接损失环境价值收益。
（四）结算规则：统一标准，衔接现货
《细则》第九十六条至第一百零三条大幅精简了结算条款，统一指向国家《电力市场计量结算基本规则》，并明确：
中长期市场暂采用差价结算方式。
设置电力中长期结算参考点，作为中长期电量在现货市场的交割点。
现货市场连续运行后，原则上不再开展中长期交易的电网安全校核（第七十九条）。
意义：为中长期市场与现货市场的有序衔接铺平道路，中长期市场的“压舱石”功能与现货市场的“价格发现”功能将形成良性互动。
四、价格怎么算？——新规下的电价形成机制
价格机制是市场的核心。《细则》第四章对此做出了系统性安排：
（一）基本原则：市场形成价格，政府不干预
第四十一条明确：电力中长期市场的成交价格由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。优先发电、留存电量等执行政府定价的部分除外。
（二）分时电价：直接交易用户不再“一刀切”
第四十五条是重大变化：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。具体电价政策由省发展改革委另行明确。
解读：过去，所有用户执行统一的峰谷时段和浮动比例，与真实供需成本脱节。新政允许直接交易用户与发电企业或售电公司协商签订分时曲线，电价随行就市，更真实地反映不同时段的电力成本。
（三）绿电价格：电能量与环境价值“两本账”
第四十二条明确绿电交易价格构成，绿电环境价值单独列示，不纳入峰谷分时和力调电费计算。
举例：假设某企业购买绿电，合同约定电能量价格0.4元/度，绿电环境价值0.05元/度，合计0.45元/度。在计算力调电费（功率因数调整电费）时，仅以0.4元/度为基数，0.05元的环境价值不受影响。
（四）限价机制：向现货靠拢，防止极端价格
第四十六条、第四十七条规定：
对申报价格和出清价格设置上、下限，防止市场操纵。
逐步推动月内等较短周期的交易限价与现货交易限价贴近。
解读：中长期限价向现货靠拢，意味着中长期价格将更灵敏地反映短期供需变化，为市场提供更准确的价格信号。
五、怎么交易？——市场操作要点速览
（一）交易频率：从“月度”到“按日”
年度（数年）交易：每年底前组织（第五十七条）。
月度交易：每月下旬组织（第五十八条）。
月内交易：按日连续开市（第五十九条），分为连续交易（以月内剩余天数电量为标的）和滚动交易（以特定时段电量为标的）。
（二）交易方式：五种工具各司其职
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（三）交易约束：限额管理，防范风险
发电企业售电量不得超过可交易规模上限（第三十八条）。
售电公司、虚拟电厂的交易限额，根据资产总额、履约担保额度、代理用户历史用电水平确定（第六十三条）。
（四）绿电交易特殊要求
售电公司参与绿电交易，须提前与电力用户建立代理关系，并在申报时将绿电需求电量全部关联至代理用户（第六十九条）。
虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电，同样须提前建立聚合关系并全额关联（第七十条）。
绿电合同转让时，电能量与绿电环境价值须一并转让（第七十一条）。
（五）交易流程简图
六、结语：一场深刻的利益重构
《四川电力中长期市场实施细则》的出台，绝不仅仅是一份技术文件的更新，它标志着四川电力市场进入了一个全新的阶段：
对发电企业：告别“旱涝保收”，发电预测能力和交易策略水平直接决定收益。
对售电公司：告别“吃差价”的粗放模式，风险管理能力和客户服务能力成为核心竞争力。零售套餐必须公示，透明度大幅提升。
对电力用户：告别“被动接受”，拥有了选择权和议价权，但也承担了相应的市场风险。
对虚拟电厂等新主体：迎来了真正的政策窗口期，资源整合能力将直接变现。
最后，给所有市场参与者三个建议：
立即研读全文，特别是与自己相关的权利义务条款。
评估自身能力，包括电量预测能力、风险承受能力、信息系统对接能力。
制定应对策略，是主动出击还是稳健观望，需要尽快决策。
电力市场改革的大潮不可逆转。在这场深刻的利益重构中，谁先读懂规则，谁就能抢占先机。
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