2025年11月25日，国家能源局四川能源监管办发布关于公开征求《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》意见的通知，文件中确认了独立储能充放电能力及可以交易规模上限，售电公司代理独立储能充电电量时，独立储能充电时的可交易规模上限纳入售电公司可交易规模上限计算。

原文如下：

关于公开征求《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》意见的通知

国网西南分部、国网四川省电力公司、四川电力交易中心，有关地方电网企业，有关发电企业、电力用户、售电公司、新型经营主体:

为进一步完善电力中长期交易机制，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，促进市场健康发展，结合2026年四川电力市场运行需要，我办会同省发展改革委、省能源局对《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）》部分条款进行适应性修订，形成了《四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款》，现公开征求意见。如有意见建议，请于2025年11月25日前书面反馈。

联系人：

四川能源监管办：张 晨 85253859

省发展改革委： 蒋欢欢 86705951

省能源局： 刘硕英 86705822

电子邮箱：scnyjgbsc@163.com

附件：四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款.docx

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

2025年11月21日

附件：

四川电力市场中长期交易规则（2024年修订版）补充修订条款

一、新增条款

（一）新增中长期市场交易类型

省间中长期市场年度外购、月度外购交易电量（不含省间绿色电力交易电量），由电网企业采用挂牌方式，在交易平台减持，发电企业、批发用户、售电公司、新型经营主体等自愿摘牌消纳。

（二）独立储能充放电能力及可以交易规模上限

1.独立储能充放电能力按如下方式确定：

充电时。各月充电能力=MAX（额定功率×运行天数×2×2小时，1.2×并网以来该月最大用电量）。

放电时。各月放电能力=MAX（额定功率×运行天数×2×2小时，1.2×并网以来该月最大上网电量）。

2.独立储能充电时的可交易规模上限。各时段可交易规模上限＝独立储能额定功率×1小时，各月可交易规模上限＝独立储能充电能力。各时段剩余可交易规模上限＝该时段可交易规模上限－该时段已成交合同电量，各月剩余可交易规模上限＝该月可交易规模上限－该月已成交合同电量。

独立储能放电时的可交易规模上限。各时段可交易规模上限＝独立储能电站额定功率×1小时，各月可交易规模上限＝独立储能放电能力。各时段剩余可交易规模上限＝该时段可交易规模上限－该时段已成交合同电量，各月剩余可交易规模上限＝该月可交易规模上限－该月已成交合同电量。

售电公司代理独立储能充电电量时，独立储能充电时的可交易规模上限纳入售电公司可交易规模上限计算。

3.虚拟电厂参加电力中长期交易分发电类虚拟电厂、负荷类虚拟电厂分别明确其可交易规模。其中，发电类虚拟电厂参照省调直调新能源发电企业确定，负荷类虚拟电厂参照售电公司确定。

（三）新增结算相关要求

现货运行模式下，应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。现阶段，中长期结算参考点现货电价为实时市场系统电价。

电力中长期市场结算按差价结算方式开展。

二、调整完善条款

（一）调整完善价格相关机制

第五十六条对在电能量市场中不能弥补的机组启停、空载等运行成本进行补偿。补偿标准由省级价格主管部门结合启停成本、空载成本、一次能源成本、容量电价、市场交易电价等测算确定。

第六十条为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门可对申报价格和出清价格设置上、下限。价格上、下限可由电力市场管理委员会提出建议，报政府价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构审定。

（二）调整完善电力批发交易组织

第七十五条月内（多日）电能量交易的标的物为月内剩余天数或特定天数的分时电量。月内电能量交易主要以集中交易方式开展，按工作日连续开市。

第八十二条虚拟电厂可按用电侧经营主体或发电侧经营主体参与电能量交易，但不能同时以发电侧和用电侧经营主体身份互相交易。虚拟电厂、负荷聚合商所聚合的资源同时具有上网电量、下网用电量时，应区分各时段的上下网电量，不得将下网用电量与其他项目上网电量聚合抵消后结算。

第八十五条电网代理购电的电量来源包括保障居民和农业用电后剩余的水电优先发电计划电量、新投并网主体调试运行期上网电量、燃气及生物质发电等，余缺电量由电网企业通过市场化增减持交易予以平衡。

第八十六条 电网代理购电市场化采购交易可在年度、月度、月内开展，采用挂牌交易方式，由电网企业以报量不报价的方式分时段申报电网代理购电市场化增减持电量，价格按对应交易周期对应日对应时段电能量集中交易的交易价格。

（三）调整完善电力零售交易组织

第一百零八条零售用户全部用电量，均应由同一售电公司代理。

第一百一十四条零售用户采用实人认证方式下单确认的，通过系统自动生成电子零售合同。

（四）调整完善发电能力确定方式

第一百一十七条 在年度、月度、月内（多日）交易开市前，电力调度机构应当向电力交易机构提供各交易单元月发电能力上限。电力交易机构以此为约束完成交易出清并同步完成发电能力前置校核。

燃煤火电系统控制系数暂定为0.95，水电年度系统控制系数暂定为0.95，风电系统控制系数暂设定为0.65；光伏系统控制系数暂设定为0.3。

第一百一十九条 水电站年度分月发电能力在考虑发电主辅设备检修计划等情况后，按下列原则确定：

水电站i月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数，1.2×近五年i月最大上网电量）；

近五年新投水电站月度发电能力按下列原则确定：

水电站i月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数，MAX（设计丰水年i月发电量，1.2×并网以来i月最大上网电量））；

若新投水电站无设计丰水年分月发电能力，按照设计丰水年分水期平均发电能力及期内月均流量折算。

第一百二十条  考虑主辅设备检修计划后，燃煤机组的年度分月发电能力按下列原则确定：

风电、光伏电站的年度发电能力在考虑发电主辅设备检修计划等情况后，按下列原则确定：

风电场i月发电能力=MIN（可用容量×24×运行天数×系统控制系数，1.2×近五年i月最大上网电量）

光伏电站i月发电能力=MIN（可用容量×24×运行天数×系统控制系数，1.2×近五年i月最大上网电量）

近两年新投新能源电站月度发电能力校核按下列原则确定：

风电场i月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数，MAX（设计值i月发电量，1.2×并网以来i月最大上网电量））；

光伏电站i月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数，MAX（设计值i月发电量，1.2×并网以来i月最大上网电量））。

第一百二十一条  考虑主辅设备检修计划后，燃煤机组的年度分月发电能力按下列原则确定：

燃煤机组发电能力=可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数。

（五）调整完善经营主体可交易规模上限确定方式

第一百二十二条发电企业每日各时段可交易规模上限=机组容量×（1-厂用电率）×1小时，各月可交易规模上限=当月发电能力。

发电企业每日各时段剩余可交易规模上限=该时段可交易规模上限－该时段已成交合同电量（含省内市场交易合同电量、优先发电计划合同电量、省间市场交易合同电量、留存电量等），各月剩余可交易规模上限=该月可交易规模上限－该月已成交合同电量。

第一百二十三条批发用户每日各时段可交易规模上限＝批发用户的合同容量×1小时，各月可交易规模上限＝批发用户的合同容量×24小时×当月天数。每日各时段剩余可交易规模上限＝该时段可交易规模上限－该时段已成交合同电量（含省内市场交易合同电量、省间绿电、留存电量、保障性小水电等），各月剩余可交易规模上限＝该月可交易规模上限－该月已成交合同电量。

售电公司每日各时段可交易规模上限＝∑（代理的零售用户合同容量×1小时），各月可交易规模上限＝∑（代理的零售用户的合同容量×24小时×当月天数）。每日各时段剩余可交易规模上限＝该时段可交易规模上限－该时段已成交合同电量（含省内市场交易合同电量、省间绿电、留存电量、保障性小水电等），各月剩余可交易规模上限＝该月可交易规模上限－该月已成交合同电量。

（六）调整完善发电能力校核

第一百二十四条 电力交易机构汇总各类外送交易预成交结果提交电力调度机构。如发电企业各月省内交易合同和外送交易合同超过当月发电能力，电力调度机构对相应发电企业进行发电能力超限提示。

（七）调整完善计量与结算要求

第一百四十三条 电力用户和发电企业均按自然月计量各时段用电量和上网电量。

第一百四十六条 交易结算按照“日清月结”的模式结算执行。

第一百四十七条 电力交易机构应于每月第5个工作日前向市场成员出具上月结算依据（核对版），市场成员根据相关规则进行电费结算。市场成员接收到结算依据后，应进行核对确认，如有异议在1个工作日内通知电力交易机构，逾期无反馈则视同为没有异议。

三、删除条款

删除第五十条和第五十八条中拍卖相关表述，删除第五十九条、第八十八条至九十一条、第一百一十八条、第一百五十四条至一百五十七条、第一百五十九条、第一百六十六条至第一百六十七条。

四、相关要求

本补充修订条款自印发之日起执行。《四川电力中长期交易规则（2024年修订版）》（川监能市场〔2024〕145号）与修订条款不一致的，按照本补充修订条款执行。

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