（转自：储能与电力市场）

《征求意见稿》明确了四川电力现货市场的经营主体，包括各类型发电企业、电力用户、售电公司和新型经营主体：

发电企业暂为省调直调的水电（不含映秀湾、马回、金洞子）、公用燃煤火电（不含三瓦窑、苏房梁）、集中式新能源（含配建储能），参与省内中长期市场的网调直调机组；燃气、生物质电厂暂不参与；电网安全保供支撑电源暂不参与。

电力用户包含直接从电力市场购电的用户和电网企业代理购电用户。

新型经营主体暂为分布式新能源、独立储能、虚拟电厂。

新能源以及新型主体参与市场的方式如下：

省调直调水电、公用燃煤火电、集中式新能源以“报量报价”的方式参与现货市场。

分布式新能源满足“可观、可测、可调、可控”条件的以“报量报价”的方式参与现货市场；暂不具备条件的以“不报量不报价”的方式参与现货市场，作为现货市场价格接受者。

独立储能以“报量报价”的方式参与现货市场，暂不具备执行实时出清结果条件时，实时充放电原则上按照日前出清结果执行，调度机构可根据电网实际需求调整充放电计划，充放电价格按实时市场价格执行。

虚拟电厂自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场；暂不具备执行实时出清结果条件时，实时发用电原则上按照日前出清结果执行，调度机构可根据电网实际需求调整发用电计划，发用电价格按实时市场价格执行。聚合资源汇集于同一220千伏出清节点下的虚拟电厂，以单一现货交易单元参与市场；聚合资源汇集于多个220千伏出清节点下的虚拟电厂，需根据汇集的220千伏出清节点拆分为不同现货交易单元参与市场。

市场结算方面，电能量批发市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同开展差价结算。电力交易机构负责出具结算依据，电网企业负责电费结算，各经营主体保持与电网企业的电费结算收付方式不变。

结算周期中明确，现货市场采用“日清月结”的结算模式，每日根据市场出清及执行结果进行清分计算，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。发电侧、用户侧及虚拟电厂以1小时为结算时段，独立储能以15分钟为结算时段。

电价模式方面，初期采用系统边际电价机制。根据试运行情况力争2027年实行分区电价，适时过渡到节点电价。市场限价上，现货市场申报、出清限价不分水期，2026年全年下限暂设为0。

现货市场与辅助服务市场衔接方面，西南区域调峰辅助服务市场与省内现货市场衔接、省内辅助服务市场与现货市场衔接。

另外，《征求意见稿》还指出了6方面的主要任务：

1. 建立“多电源参与、全电量优化、全水期运行”新模式下的电力现货市场体系，建立适应四川保供应、促消纳、水电耦合、水库优化利用等需求的市场机制和运行机制。

2. 加强中长期市场与现货市场的衔接，明确中长期分时交易曲线和交易价格；做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，现货市场连续结算试运行后，省内调峰辅助服务市场不再运行；推动电力零售市场建设，完善批发、零售市场价格传导。

3. 建立现货市场配套规则，编制与本方案配套的市场交易、市场结算、风险防控、计量管理、中长期与现货交易衔接等实施细则，同步修订完善市场注册、履约风险管理、信用管理、信息披露等相关实施细则，并根据市场运行情况迭代更新。

4. 推动新能源全面参与电力市场，完善市场机制设计，促进新能源与其他各类电源公平参与市场竞争；推动分布式发电、独立储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。

5. 持续开展分区边际电价/节点边际电价测算分析工作，在市场条件成熟后，适时将系统边际电价过渡为分区边际电价或节点边际电价；探索构建适应各类型电源协同发展的容量市场；加速推动调频、备用辅助服务与现货市场联合优化出清。

6. 建设完善现货市场技术支持系统，为市场成员提供高效、透明的现货市场交易、服务平台。

原文如下：