近日，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发布关于公开征求《四川2026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V4.0（征求意见稿）》意见的通知（川发改能源〔2025〕555号）。

四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）提到，根据2026年四川电力供需形势、全省工商业用户用电规模预测，预计2026年省内电力市场交易规模约2300亿千瓦时。

对售电公司批零价差收益超过其与零售用户约定的收益分享基准部分，由售电公司按照收益分享比例向其代理零售用户分享。收益分享基准默认值为7元/兆瓦时、收益分享比例默认值为50%。售电公司与零售用户在零售套餐中应约定收益分享基准和收益分享比例，可选择默认值也可另行约定。

关于市场经营主体：

1.电力用户

工商业用户原则上全部直接参与电力市场交易，暂未直接参与市场交易的工商业用户按规定由电网企业代理购电。直接参与电力市场交易的工商业用户应具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电力市场计量和结算的要求，并在四川电力交易中心完成市场注册。

2.发电企业

省调直调水电、燃煤、风电、光伏等发电企业及西南网调直调发电企业，并在四川电力交易中心完成市场注册。

3.售电公司

满足电力市场注册条件的售电公司，并在四川电力交易中心完成市场注册，或者由其他电力交易中心推送至四川电力交易中心。

4.电网企业

开展代理购电业务的电网企业，须在四川电力交易中心完成市场注册。

5新型经营主体

新型储能。具备独立分时计量等技术条件的用户侧新型储能，具备独立分时计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度的独立新型储能电站，并在四川电力交易中心完成市场注册。

虚拟电厂（含负荷聚合商）。具备独立分时计量、控制等技术条件，与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，能够聚合可调节负荷以及分布式电源、新型储能等资源，对聚合资源具备调节或控制能力，聚合资源符合准入要求的虚拟电厂，并在四川电力交易中心完成市场注册。

电动汽车充（换）电设施。具备相应的分时计量能力或者替代技术手段，满足电力市场计量和结算要求的电动汽车充（换）电设施，并在四川电力交易中心完成市场注册。有放电能力的电动汽车充电设施，应与电网企业签订负荷确认协议，接入新型电力负荷管理系统。

分布式新能源。依法取得发电项目核准或者备案文件，与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，根据电压等级标准接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，具备相应的分时计量能力或者替代技术手段，满足电力市场计量和结算要求的分布式新能源，并在四川电力交易中心完成市场注册。未完成市场注册的，暂由电网企业开展相关结算服务。

关于中长期交易：

1.年度交易

年度开展常规直购交易、省内绿电交易、保障性用电市场化交易、电网代理购电市场化交易，其中，常规直购交易采用双边协商和集中交易方式，省内绿电交易采用双边协商方式，保障性用电市场化交易、电网代理购电市场化交易采用挂牌方式，原则上在2025年底前完成，具体安排以四川电力交易中心发布的交易公告为准。

2.月度、月内交易

月度、月内开展常规直购交易、省内绿电交易、保障性用电市场化交易、电网代理购电市场化交易、合同电量转让交易、省间中长期外购挂牌交易等交易。其中，常规直购交易采用双边协商（不含电能量增量交易）和集中交易（包括连续交易、滚动交易）方式，合同电量转让交易采用双边协商和集中交易（包括连续交易、滚动交易）方式，省内绿电交易采用双边协商方式，保障性用电市场化交易、电网代理购电市场化交易、省间中长期外购挂牌交易采用挂牌方式。月度交易原则上在上月下旬组织，具体安排以四川电力交易中心发布的交易公告为准。

关于现货交易：

现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式根据四川水电高占比、水情变化大的资源特性，充分考虑保安全、保供应、促消纳需求，按照“日前出清不结算、日内滚动优化、实时出清结算”的形式组织。

关于电力零售交易：

零售用户与售电公司应按照当年发布的合同模板签订《四川省售电公司与电力用户购售电合同》，约定零售用户各月分时段电量的交易价格、全年联动价格比例、全年售电公司批零收益分享基准及分享比例等。有绿电需求（不含省间绿电PPA）的零售用户，还应按照月度实际用电量比例或月度固定电量约定其绿电电量，以及约定绿色电力环境价值偏差补偿价格。

电力零售交易采用双边协商、挂牌、邀约的方式开展，原则上应不晚于电力中长期年度批发交易开市，具体安排以四川电力交易中心发布的交易公告为准。

为保障电力供应、促进工商业负荷削峰填谷，在四川省分时电价政策要求执行尖峰电价的月份和日期，原执行峰谷电价的批发和零售用户仍须按照分时电价政策继续执行峰谷电价。

关于电力批发交易限价：

1.中长期交易

中长期年度、月度、月内（不含滚动交易）电能量交易限价范围为：丰水期（6-10月）0一211.43元/兆瓦时，平水期（5月、11月）0一333.84元/兆瓦时，枯水期（1-4月、12月）0415.63元/兆瓦时。月内滚动交易的交易价格上限为燃煤火电基准价上浮20%、下限为0，即限价范围为：全年各月0481.44元/兆瓦时。

省内绿电交易中各时段绿证价格应保持一致，限价范围为：下限大于0、上限为年度交易组织近12个月北京电力交易中心绿证市场成交均价。采用双边协商方式开展合同电量转让时，可选择按原价转让，或在电能量交易限价范围内协商转让价格。

2.现货交易

电能量申报及出清价格限价范围均为-50一800元/兆瓦时。

关于电力零售交易限价：

电力零售交易的交易价格限价范围与电力批发交易中的中长期年度交易各月电能量交易限价范围一致。

文件还提到，为确保中长期电量签约比例执行到位，对2026年电力批发交易的中长期签约要求进行明确。

年度交易。水电机组5-10月分月签约电量（含留存电量）不得低于其近三年对应月份平均省内市场化结算电量的70%，1-4月、11-12月分月签约电量不得低于其近三年对应月份平均省内市场化结算电量的75%（季调节及以上水库电站为80%）。燃煤火电机组5-10月分月签约电量不得低于其上一年对应月份实际上网电量的70%，1-4月、11-12月分月签约电量不得低于其上一年对应月份实际上网电量的80%。批发用户分月签约电量（含留存电量、保障性小水电）不得低于上一年度对应月份用电量的60%。售电公司、负荷类虚拟电厂分月签约电量（含留存电量、保障性小水电）不得低于其代理零售用户上一年度对应月份的总用电量的60%。新能源、独立储能、发电类虚拟电厂等不受年度签约比例限制。

月度、月内交易。水电机组当月分时段签约电量（含留存电量）不得低于其对应时段全月电量扣减其省间交易电量、调试电量、优先发电计划电量的85%，燃煤火电机组当月分时段签约电量不得低于其对应时段全月电量扣减其省间交易电量、调试电量的85%，集中式新能源当月分时段签约电量不得低于其对应时段全月电量扣减其机制电量、省间交易电量、调试电量后的85%。批发用户当月分时段签约电量（含留存电量、保障性小水电）不得低于其对应时段全月电量的85%，售电公司当月分时段签约电量（含留存电量、保障性小水电）不得低于其代理零售用户对应时段全月电量的85%。发电类虚拟电厂当月分时段签约电量不得低于其聚合发电类资源对应时段全月电量扣减其机制电量、省间交易电量、调试电量的75%，负荷类虚拟电厂当月分时段签约电量（含留存电量、保障性小水电）不得低于其聚合负荷类资源对应时段全月电量的75%。独立储能不受月度、月内签约比例限制。

集中式光伏、风电应直接参与市场交易，鼓励分布式光伏、分散式风电作为独立的经营主体聚合后参与市场交易。新能源可持续发展价格结算机制按照《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》执行。