《四川2027年电力市场交易总体方案》新手学习手册
怎么用这本手册：每个知识点都按 一句话说清 → 原文要点 → 形象理解 → 算法步骤 → 算例 → 易错点 的顺序讲，右上角标了原文页码。标 🧮 的方框是计算器，改数字就能看到每一步的计算过程。方案只讲“有什么”，“具体怎么算”在《规则体系V5.0》里，本手册会注明去哪一篇找。
文中算例统一使用虚构的“示例水电站（100MW）”“示例光伏（50MW）”“示例售电公司”，数字只用于演示算法。
0 导读：一张图看懂四川电力市场
四川电力市场 = 批发（发电厂↔大用户/售电公司）＋ 零售（售电公司↔小用户）＋ 聚合（虚拟电厂↔分散资源）；批发里又分“提前签合同”的中长期和“当天定价格”的现货。
方案和四本细则是什么关系
总体方案 = 竞赛章程（有什么）
2-1 中长期签合同的操作手册
怎么成交·限额·偏差回收
怎么成交·限额·偏差回收
2-2 现货每天比赛的裁判规则
报价·出清·节点电价
报价·出清·节点电价
2-3 风险防控安全预案
价格异常·市场力·违约
价格异常·市场力·违约
2-4 计量称重秤管理办法
电量怎么计·坏表怎么补
电量怎么计·坏表怎么补
- 批发＝中长期（提前锁价）＋现货（每15分钟一个价）
- 中长期找交易中心，现货找调度
- 方案讲“有什么”，细则讲“怎么算”
方案是征求意见稿，正式稿数字可能调整
展开详解：方案与四细则对照表
方案和《规则体系V5.0》是什么关系
| 文件 | 回答的问题 | 打个比方 |
|---|---|---|
| 总体方案（本手册） | 2027年市场有哪些人、交易哪些品种、价格怎么构成、签约比例多少 | 比赛的“竞赛章程” |
| 2-1 中长期交易细则 | 每个品种怎么组织、怎么成交、限额怎么算、偏差怎么回收 | “签合同的操作手册” |
| 2-2 现货交易细则 | 每天怎么报价、怎么出清、节点电价怎么来 | “每天比赛的裁判规则” |
| 2-3 风险防控细则 | 价格异常、市场力、售电公司违约时怎么处置 | “安全预案” |
| 2-4 计量管理细则 | 电量怎么计、表计坏了数据怎么补 | “称重秤的管理办法” |
方案是征求意见稿，正式稿可能调整数字；方案没写的事项，按配套细则执行；国家出新政策以国家为准（原文第15页）。
1 年度交易规模 原文 p1
2027年省内市场化交易规模预计约 2500 亿千瓦时。
2500 亿kWh2027 省内交易规模
2.5 亿MWh交易平台常用单位
0.21143 元/kWh= 211.43 元/MWh
1 亿kWh
=
10 万 MWh
；
元/MWh
=
厘/kWh
- 按工商业用电规模预测得出
- 居民农业不在市场化交易里
- 缺口由“保障性用电市场化交易”去买
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
2500
亿千瓦时（= 2.5 亿兆瓦时）怎么来的：根据 2027 年四川电力供需形势、全省工商业用户用电规模预测得出。居民农业用电不在“市场化交易”里，由电网保障供应，缺口通过“保障性用电市场化交易”去市场买。
单位换算记一条：1 亿千瓦时 = 10 万兆瓦时（MWh）。交易平台上的电量多用 MWh，价格多用 元/MWh（= 厘/千瓦时）。例：211.43 元/MWh = 0.21143 元/kWh。
2 市场成员 原文 p1—p3
两类角色：经营主体（买卖电的）＋ 市场运营机构（组织交易的“裁判”）。
经营主体（4类）
发电企业省调直调水火风光
网调电厂只算留川部分
网调电厂只算留川部分
电力用户工商业原则全入市
35kV+ 逾期 → 视为批发用户
35kV+ 逾期 → 视为批发用户
新型主体分布式·储能·VPP
发、用部分分开交易
发、用部分分开交易
电网企业代理购电·保障性
作为“挂牌方”
作为“挂牌方”
📑 交易中心 · 管“合同”
- 中长期交易、注册、合规校核
- 市场结算、信息披露、信用评价
⇄
⚡ 调度机构 · 管“电网”
- 现货、辅助服务交易
- 安全校核、现货出清、调度执行
- 虚拟电厂 = 团购团长，发电类、负荷类分开捆
- 未直接入市的工商业由电网代理购电
中长期找交易中心，现货找调度
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
2.1 经营主体（4类）
| 类别 | 包括谁 | 关键要求 |
|---|---|---|
| 发电企业 | 省调直调水电、燃煤、风电、光伏；西南网调直调电厂（只算全额省内消纳的部分和二滩留川部分） | 在交易平台完成注册 |
| 电力用户 | 工商业用户原则上全部入市；暂未直接入市的由电网企业代理购电 | 35kV 及以上工商业用户须在年度交易结束前注册并直接入市；逾期没参与的视为批发用户，接受现货价格 |
| 新型经营主体 | 分布式光伏、分散式风电、储能；可调节负荷、虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网、绿电直连项目 | 用电部分、发电部分分别按用电侧、发电侧参加交易；绿电直连原则上整体参与、由主责单位统一申报；2025-06-01 后投产的非调度范围分布式光伏、分散式风电可由虚拟电厂聚合交易 |
| 电网企业 | 开展代理购电、保障性用电市场化交易、省间中长期外购挂牌交易 | 作为“挂牌方”出现在市场里 |
虚拟电厂像一个“团购团长”：把许多小户（分布式光伏、可调负荷）的电量捆成一个大单去市场交易。初期分开捆：发电的捆成“发电类聚合单元”，用电的捆成“负荷类聚合单元”，不能混在一起。
2.2 市场运营机构（2个）
电力交易机构 = 四川电力交易中心
管“合同”：组织中长期交易、市场注册、合规校核、中长期出清校核、市场结算、中长期运营监测和风险防控、信息披露、信用评价、电量溯源。
管“合同”：组织中长期交易、市场注册、合规校核、中长期出清校核、市场结算、中长期运营监测和风险防控、信息披露、信用评价、电量溯源。
电力调度机构 = 西南网调、省调
管“电网”：组织现货交易、辅助服务交易、电网安全校核、现货出清校核、现货及辅助服务运营监测和风险防控、调度和执行。
管“电网”：组织现货交易、辅助服务交易、电网安全校核、现货出清校核、现货及辅助服务运营监测和风险防控、调度和执行。
记住分工口诀：“中长期找交易中心，现货找调度”。结算依据由交易中心出具，但现货价格是调度出清出来的。
3 电力批发交易 原文 p3—p6
批发 = 中长期（年·多月·月·月内，提前锁价）＋ 现货（只有实时价结算）。
年度次年各月电量2026年底前完成
多月年内剩余月每月下旬
月度次月电量每月下旬
月内剩余天数自然日连续开市
现货·实时每15分钟唯一结算价
从“提前订套餐”到“当天现点菜”：越往右越接近实际运行
双边一对一谈
集中大家同时报价撮合
挂牌一方挂单，别人来摘
- 6 个中长期品种，周期×方式见下表
- 日前只预出清，不结算
- 日内滚动：具备条件开展，不出价
日前价 ≠ 结算价，结算只看实时价
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
3.1 中长期交易：品种 × 周期 × 方式 一张表
| 品种 ＼ 周期 | 年度 | 月度 | 多月 | 月内 |
|---|---|---|---|---|
| 常规直购 | 双边＋集中 | 双边＋集中 | 仅双边 | 双边＋集中（连续、滚动） |
| 省内绿电（含小时级） | 双边＋挂牌 | 双边＋挂牌 | 仅双边 | 双边＋挂牌 |
| 保障性用电市场化 | 挂牌 | 挂牌 | — | 挂牌 |
| 电网代理购电市场化 | 挂牌 | 挂牌 | — | 挂牌 |
| 省间中长期外购挂牌 | — | 挂牌 | — | 挂牌 |
| 合同电量转让 | 双边 | 双边＋集中 | 仅双边 | 双边＋集中 |
年度：标的是次年全年各月电量，原则上 2026年底前完成。
月度：标的是次月电量；多月：年内剩余月份（不含次月）。原则上每月下旬组织。
月内：标的是月内剩余天数或特定天数，原则上按自然日连续不间断开市。
三种方式：双边协商＝一对一谈；集中交易＝大家同时报价撮合；挂牌＝一方挂单，其他人来“摘”。
把中长期合同想成“提前订的套餐”：年度合同先订好大部分，月度、月内再根据来水、负荷变化“加减菜”。签约比例要求（第7章）就是规定你至少要提前订多少。
3.2 现货交易：三个阶段
模式：“多电源参与、全电量优化、全水期运行”——水火风光都参与、全部电量都参与优化、丰平枯全年运行。
很多人以为“日前价”就是结算价——四川2027年日前只是预出清，不结算，结算看实时市场价格。三个阶段的优化目标都是“社会福利最大化”，详细的报价、出清规则见《规则体系V5.0》第二篇。
4 电力零售交易和聚合交易 原文 p6—p7
零售价 = 每天跟批发走的联动价 ＋ 全年固定的浮动价（2—20 元/MWh）。
零售价每天 24 个时段
=
联动价每天每时段变
＋
浮动价2—20，全年固定
零售：售电公司 ⇄ 零售用户
- 联动价 ＋ 浮动价
- 年度：不晚于批发年度开市
- 月度：存量用户每月只能调一次
≈
聚合：虚拟电厂 ⇄ 聚合资源
- 负荷类：同零售
- 发电类：统一结算点价 ＋ 浮动价（0—20）
- 初期只用双边协商
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| 项目 | 零售交易 | 聚合交易 |
|---|---|---|
| 谁和谁 | 售电公司 ⇄ 零售用户 | 虚拟电厂 ⇄ 聚合资源 |
| 价格方式 | 联动价格＋浮动价格 | 负荷类：同零售；发电类：现货实时统一结算点价＋浮动价 |
| 合同约定什么 | 全年浮动价格、收益分享基准、收益分享比例；原则上实名认证签订 | 负荷类同零售；发电类只约定全年浮动价 |
| 年度交易 | 按当年合同模板在平台签订；双边协商、挂牌、竞价；不晚于中长期年度批发交易开市 | 初期只用双边协商，时间安排同零售双边协商 |
| 月度交易 | 新入市用户可新签；已签存量用户可调整当月绿电比例和次月其他参数，仅双边协商，每月只能调一次 |
5 价格机制 原文 p7—p9
电厂按“自己节点的价”卖电，用户按“全省统一结算点价”买电；中长期限价随水期变。
路不堵时全省一个价；路一堵，送端便宜、受端贵（数字取自《节点电价新手教程》示例）
🏭 发电侧：按自己的节点价
- 15分钟→1小时：按自身上网电量加权
- 独立储能放电：节点价，按15分钟结算
⇄
🏢 用电侧：按统一结算点价
- 15分钟→1小时：按全网出清电量加权
- 新型主体、储能充电也用统一价
电价由哪些部分组成
发电侧价格
=
电能量价格
＋
容量电价
＋
辅助服务费用
用户电价
=
上网电价交易价＋各类分摊
＋
输配电价
＋
线损费用
＋
系统运行费
＋
基金及附加
15分钟价 → 小时价：按电量加权
柱子宽度 = 电量，高度 = 价格。小时价 = 总“面积”（Σ价×量 = 21,900）÷ 总宽度（100 MWh）= 219
限价一览
中长期：丰水 6—10月 / 平水 5、11月 / 枯水 1—4、12月（元/MWh）
丰 211.43
211334416800
平 333.84枯 415.63月内滚动 · 现货申报和出清
08000 — 800，不再有负电价
- 零售浮动价 2—20；聚合发电类 0—20
- 高耗能用户中长期电价不设上限
- 5 月：限价里是平水，现货/风控里不同
卖电按本地菜价，买电按全省均价
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
5.1 电价由哪些部分构成
发电侧价格 = 电能量价格 ＋ 容量电价 ＋ 辅助服务费用
用户价格 = 上网电价 ＋ 输配电价 ＋ 上网环节线损费用 ＋ 系统运行费用 ＋ 政府性基金及附加
其中市场化用户的“上网电价”= 用户市场交易电价 ＋ 燃气发电价差费用分摊 ＋ 省间外购差额资金 ＋ 燃煤机组运行成本补偿费用分摊等；留存电量对应部分的上网电价就是用户市场交易电价。
其中市场化用户的“上网电价”= 用户市场交易电价 ＋ 燃气发电价差费用分摊 ＋ 省间外购差额资金 ＋ 燃煤机组运行成本补偿费用分摊等；留存电量对应部分的上网电价就是用户市场交易电价。
高耗能电力用户中长期交易电价不设上限。
5.2 现货实时价：谁用哪个价
| 主体 | 用的现货实时价 | 15分钟 → 1小时怎么合成 |
|---|---|---|
| 发电侧经营主体 | 自己所在节点的节点边际电价 | 按自身每15分钟上网电量加权 |
| 用电侧经营主体 | 统一结算点价格 | 按全网出清电量加权 |
| 新型主体（独立储能除外）发电和用电部分 | 统一结算点价格 | 按全网出清电量加权 |
| 独立储能 放电 | 所在节点的实时出清电价 | 不合成，按每15分钟结算 |
| 独立储能 充电 | 统一结算点价格 |
节点电价像“各地菜市场的价”：哪里电送不出去（线路堵了），哪里的电就便宜。统一结算点价是“全省平均价”（发电侧节点价按出清电量加权平均）。所以电厂卖电按本地菜价收钱，用户买电按全省均价付钱。
- 拿到这一小时内 4 个 15 分钟的实时价 p₁…p₄ 和对应电量 q₁…q₄（发电侧用自己的上网电量，用户侧用全网出清电量）。
- 算“价×量”之和：Σ pᵢ·qᵢ。
- 除以电量之和：小时价 = Σ pᵢ·qᵢ ÷ Σ qᵢ。电量大的时段权重大。
默认算例的小时价是 219 元/MWh，不是 4 个价格的简单平均 220。电量最大的 01:00 时段价格最低，所以加权后被拉低。
5.3 批发交易限价
| 交易 | 限价范围（元/MWh） |
|---|---|
| 中长期 年度、月度（多月）、月内（不含滚动） | 丰水期 6—10月：0—211.43；平水期 5月、11月：0—333.84；枯水期 1—4月、12月：0—415.63 |
| 月内滚动交易 | 0—800 |
| 现货 申报和出清 | 0—800 |
| 省内绿电环境价值 | 双方约定，各时段原则上一致且 > 0 |
| 双边协商合同转让 | 可按原价转让，或在电能量限价范围内协商 |
| 零售浮动价格 | 2—20 |
| 聚合：负荷类 / 发电类浮动价 | 负荷类参照零售对应套餐；发电类 0—20 |
注意 5 月：现货细则里 5 月算“枯水期”（竞价光伏报量不报价），风险防控细则里 5 月算“丰水期”（市场力缓解），而方案的中长期限价里 5 月是“平水期”。同一个月在不同规则里归类不同，看清是哪条规则。
15分钟价格 → 小时价格（电量加权）
6 交易结算 原文 p9
到手的钱是“三笔钱”相加：节点价卖电 ＋ 发电侧平衡 ＋ 合同差价。
发电收入
=
① 上网电量 × 节点价按自己节点卖电
＋
② 发电侧平衡方案只说“在发电侧平衡”
＋
③ 合同量 × (合同价 − 统一价)差价合约只结差价
签了 330 元的合同，为什么到手只有 268 元？——合同只锁住了统一价，锁不住“节点价比统一价低”的那 146 元，平衡也补不满
❌ 误区
- “签了330，到手就是330”
- “节点价低，赶紧多签合同锁价”
→
✅ 正解
- 到手 = 节点价 ＋ 平衡 ＋ 合同差价
- 合同按统一价结差价，节点价低不是多签的理由
- 基差 = 节点价 − 统一价，合同对冲不了
- ②的平衡办法方案未给出，图中按讨论稿三档示意
- 绿电：电能量与环境价值分开结算
合同对冲统一价波动，对冲不了基差
② 平衡怎么补？（讨论稿三档示意，方案未明确）
0—10% 不补10%—30% 补 70%>30% 补 90%
- 差价 = 统一价 − 节点价 = 364 − 218 = 146；门槛按统一价算：10% = 36.4，30% = 109.2
- 0～36.4 不补；36.4～109.2 的 72.8 补 70% = 50.96；109.2～146 的 36.8 补 90% = 33.12
- 合计补 84.08，补完节点价 218 → 302.08，仍比统一价低 61.92（自己承担）
▶ 拖滑块看三笔钱怎么变、合同签多少最赚钱：《节点电价新手教程》
展开详解：原文要点 · 计算步骤 · 形象理解 · 其他结算规则
发电侧、用电侧全电量按小时结算；省内中长期合同和省间合同按每小时“合同价格与中长期结算参考点现货价格的差价”结算；中长期结算参考点现货价格暂取实时市场统一结算点价格。未被聚合的分布式光伏、分散式风电按每1小时统一结算点价格结算。独立储能充放电按每15分钟结算。发电侧节点电价与统一结算点价格的差额部分，在发电侧进行平衡。
- 现货部分：实际上网电量 × 自己的节点实时价。
- 差价合约部分：合同电量 ×（合同价 − 统一结算点实时价）。合同价高于统一价就收钱，低于就付钱。
- 两部分相加就是电能量收入；除以上网电量得到度电均价。
- “基差”= 节点价 − 统一结算点价。基差为负说明你所在的节点电价偏低，合同只能对冲统一价的波动，对冲不了基差。
差价合约像“对赌保险”：你和买方约定 300 元。市场价 260 时，买方补你 40 元/MWh；市场价 350 时，你退给买方 50 元/MWh。最后合同那部分电量不管市场价多少都等效卖了 300 元——前提是市场价指的是统一结算点价。
发电侧是按节点价卖电，但合同按统一结算点价补差，两者之差（基差）要自己承担。方案只说这个差额“在发电侧进行平衡”，具体平衡办法要看结算细则（原文未给出）。
零售和聚合：按零售套餐或聚合套餐，同样“日清月结”。
绿电：电能量部分和绿电环境价值部分分开结算；纳入可持续发展价格结算机制（机制电价）的电量不重复获得绿证收益。
差价合约结算（发电侧，1小时）
7.1 高比例签约 原文 p9—p11
每类主体都有签约“及格线”：年度不够罚考核费，月度偏离太多回收收益。
| 主体 | 年度下限 | 月度下限 | 月度允许区间 |
|---|---|---|---|
| 水电 | 5—10月 70% 其余 75%（季调节 80%） | 85% | 85%～115% |
| 燃煤火电 | 5—11月 60% 1—4、12月 80% | 85% | 85%～115% |
| 集中式新能源 | 不限 | 85% | 85%～115% |
| 批发用户 / 售电公司 | 60% | 80% | 80%～120% |
| VPP负荷类 | 55%（<5%）/ 50%（≥5%） | 75% / 70% | 75～125% / 70～130% |
| 储能·VPP发电类·绿电直连 | 不限 | 不限 | — |
发电侧月度（水电·燃煤·新能源）
安全区，不回收
85%115%100%
少签 → 回收多签 → 回收用电侧月度（批发用户·售电公司）
安全区，不回收
80%120%100%
少签 → 回收多签 → 回收年度考核费
=
不足电量
×
年度集中该月均价
×
60%
月度回收
=
偏离电量
×
现货与中长期价差
×
1.1
- 新能源年度不限，月度要受 85% 限制
- 水电优先电量：年度不含、月度含
- “上一年”= 最近 12 个月，滚动取数
偏差让你赚了才回收，让你亏了不追加
展开详解：年度/月度签约口径全表 · 基数取数方式 · 后果说明
年度签约下限
| 主体 | 比例 | 基数（分母） | 签约量口径 |
|---|---|---|---|
| 水电 | 5—10月 70%；1—4、11—12月 75%（季调节及以上水库 80%） | 上一年对应月份上网电量 − 2027年度省间交易电量 − 优先发电计划电量 | 含留存电量，不含优先发电计划电量 |
| 燃煤火电 | 5—11月 60%；1—4、12月 80% | 当年对应月份预计上网电量 | — |
| 批发用户 | 60% | 上一年度对应月份用电量 | 含省间绿电PPA、留存电量 |
| 售电公司 | 60% | 代理零售用户上一年度对应月份总用电量 | 同上 |
| 虚拟电厂负荷类 | 调节能力占比 <5%：55%；≥5%：50% | 聚合资源上一年度对应月份总用电量 | 同上 |
| 新能源、独立储能、虚拟电厂发电类、绿电直连 | 不受年度签约比例限制 | ||
“上一年”的取数方式（脚注）：2026年11、12月数据发布前，取 2025年11月—2026年10月；2026年11月数据发布一个工作日后，取 2025年12月—2026年11月；依此类推，始终是“最近12个月”。
月度、月内签约下限
| 主体 | 比例 | 基数（分母） | 签约量口径 |
|---|---|---|---|
| 水电 | 85% | 全月上网电量 − 省间交易电量 − 调试电量 | 含留存、含优先发电计划 |
| 燃煤火电 | 85% | 全月上网电量 − 省间交易电量 − 调试电量 | — |
| 集中式新能源 | 85% | 全月上网电量 − 机制电量 − 省间交易电量 − 调试电量 | — |
| 批发用户 / 售电公司 | 80% | 全月用电量（售电公司为代理用户全月用电量） | 含省间绿电PPA、留存 |
| 虚拟电厂负荷类 | <5%：75%；≥5%：70% | 聚合资源全月用电量 | 同上 |
| 独立储能、虚拟电厂发电类、绿电直连 | 不受月度、月内签约比例限制（注意：新能源月度要受限） | ||
签约不到位的后果（细节在《规则体系V5.0》第一篇第7章）
年度签约不足：不足电量 × 年度常规直购集中交易该月均价 × 60% 缴考核费，纳入 2027年1月结算。发电侧交的分给用电侧，用电侧交的分给水电、燃煤。
月度偏差（现货运行期间）：发电侧低于 85% 或高于 115%，用电侧低于 80% 或高于 120%（虚拟电厂 75%/125%、70%/130%），偏差部分按“现货均价与中长期集中均价之差 × 1.1”回收收益。
签约比例查询器
7.2 市场风险防控（5项机制） 原文 p11—p12
五道“保险丝”，各管一种风险。
① 市场力缓解防抬价用合理价替换高报价
② 价格异常防长期贴底/封顶调整申报参数
③ 履约额度防售电跑路额度不足暂停交易
④ 超缺额回收防签约套利偏离区间回收收益
⑤ 结算限价防用户电价过高数值待结算细则
从“报价”到“结算”，五道防线依次把关
第 5 项结算限价的数值，V5.0 合订本未给出
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
| # | 机制 | 防什么 | 怎么做 | 细则位置 |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 市场力监测及缓解 | 发电企业利用市场力抬价 | 触发条件时，用“合理申报价格”替换过高报价 | V5.0 第三篇 4.2.2 |
| 2 | 价格异常风险处置 | 价格持续偏低或偏高 | 调整现货申报参数（新能源不能全报地板价、最高报价段容量压到10%等） | V5.0 第三篇 4.2.3 |
| 3 | 售电公司履约额度防控 | 售电公司欠费违约 | 动态监测履约保障凭证额度，不足就暂停交易 | V5.0 第三篇 4.5 |
| 4 | 中长期超缺额收益回收 | 签约过多或过少去现货套利 | 偏离允许区间的部分回收收益 | V5.0 第一篇 7.2 |
| 5 | 结算限价 | 用户月度综合电价波动过大 | 对用电侧批发市场整体月度综合结算电价设上限 | 见中长期细则和结算细则 |
第5项“结算限价”的上限数值和计算方法，在《规则体系V5.0》合订本里没有展开，需要等结算实施细则。
7.3 批发—零售、聚合市场协同 原文 p12
批发买多少要和零售用多少相匹配；赚多了，超过基准的部分按比例分给用户。
用户分到
=
度电收益
−
浮动价
−
基准 7
×
50%
×
用户电量
浮动价 5基准 7（售电保底）用户 4售电 4
默认算例：度电收益 20 元 = 浮动价 5 ＋ 基准 7 ＋ 超额 8（对半分）→ 1,000 MWh 用户分 4,000 元
- 售电/VPP 签约 ≤ 交易申报限额
- 浮动价 = 服务费，基准 = 保底利润线
- 没超过基准，分享为 0
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
① 售电公司批零协同：按代理用户用电情况合理参与批发交易，签约电量不超过交易申报限额。
② 虚拟电厂批零协同：负荷类参照售电公司；发电类签约电量不超过申报限额。
③ 收益分享机制
- 算售电公司当月度电收益（每卖 1 MWh 赚多少，元/MWh），通常为零售侧收入与批发侧成本之差除以电量。
- 先扣除浮动价格：度电收益 − 浮动价。
- 和收益分享基准比，超出的部分才分享：超额 = max(度电收益 − 浮动价 − 基准, 0)。
- 用户分到：超额 × 分享比例 × 该用户当月电量。默认基准 7 元/MWh、默认比例 50%，可另行约定。
浮动价是售电公司的“固定服务费”，基准是它的“保底利润线”。超过这条线的“意外之财”按比例和用户对半分（默认）。
收益分享计算器
7.4 地方电网工商业用户直接参与交易 原文 p12—p13
地方电网用户直接入市要过两道门槛，过不了就转地方电网代理购电。
① 全电量分时计量能分时段计电量
② 线上数据交互地方电网 ↔ 交易平台
不满足？报省发改委等备案
市场注销转地方电网代理购电
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
- 检查条件：全电量分时计量 ＋ 地方电网与交易平台线上交互（能注册、变更、交易、结算）。
- 2026年及以前直接入过市、但仍不满足现货运行条件的用户：在2027年年度交易前，由电网企业报省发改委、省能源局、四川能源监管办备案。
- 交易中心对其市场注销，转由所在地方电网代理购电，执行该地方电网代理购电价格。
7.5 辅助服务、需求侧响应、信用管理、可再生能源消纳 原文 p13—p14
方案（五）～（八）：四项配套机制。
🔋辅助服务
初期：调频、备用、黑启动
初期：调频、备用、黑启动
📉需求侧响应
适时组织，规则另行明确
适时组织，规则另行明确
⭐信用管理
定期评价，影响履约保险比例
定期评价，影响履约保险比例
🌿消纳责任
高耗能行业须用绿电绿证达标
高耗能行业须用绿电绿证达标
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
（五）辅助服务市场：和中长期、现货统筹衔接，规范形成价格、有序传导费用。初期开展调频、备用、黑启动。
（六）需求侧市场化响应：根据供需形势适时组织，具体规则由省级能源主管部门另行明确（另行规定）。
（七）市场信用管理：定期开展信用评价；评价结果发布时，交易中心同步报备省级能源主管部门、四川能源监管办。信用等级还会影响履约保险可用比例（V5.0 第三篇）。
（八）可再生能源消纳：供电企业、售电企业、相关用户公平承担消纳责任，电网企业承担组织责任；绿电交易和绿证核发全覆盖要有序衔接；电解铝、钢铁、水泥、多晶硅、国家枢纽节点新建数据中心要通过绿电绿证完成可再生能源消费最低比重。
8 组织实施 原文 p14—p15
四项组织实施要求。
组织协同发改·能源局·监管办分工
规范运营严禁操纵价格、制造舆情
签约履约中长期为主、带曲线连续运营
持续完善为现货转正式运行打基础
展开详解：原文要点 · 步骤 · 对照表
（一）加强组织协同：省发改委、省能源局、四川能源监管办分工统筹；市（州）主管部门组织辖区主体入市并做宣传引导。
（二）规范市场运营：运营机构做好规则宣贯、信息披露、监测；经营主体严禁操纵价格、制造舆情；市场管理委员会督促签订自律公约。
（三）做好签约履约：中长期为主、现货为补充；严格落实签约比例；全面推进中长期带曲线连续运营；主体要考虑水期、交易周期、供需形势做好电力电量平衡。
（四）持续完善提升：跟踪问题、完善规则和技术系统，夯实现货市场转正式运行的基础。
附录：名词表 · 常见误区 · 自测题
名词表
| 名词 | 白话解释 |
|---|---|
| 批发用户 | 不经过售电公司、自己直接在批发市场买电的用户 |
| 代理购电 | 还没直接入市的工商业用户，由电网公司替它在市场上买电 |
| 留存电量 | 水电站所在州按政策留给本州用户的低价电量，年度交易前确定，按工商业曲线分解 |
| 优先发电计划电量 | 保障居民农业等用电的水电计划电量，按居农负荷曲线分解 |
| 节点边际电价 | 某个电气节点再多用 1 MWh 时，全系统总发电成本的增加量 |
| 统一结算点价格 | 发电侧节点电价按出清电量加权平均的“全省价”（储能只算放电） |
| 差价合约 | 合同不实际交割，只按“合同价 − 参考价”结算差额 |
| 省间绿电 PPA | 用户和省外新能源签的长期绿电购电协议，计入用户签约量 |
| 机制电量 | 新能源纳入“可持续发展价格结算机制”的电量，按机制电价结算，不算市场签约基数 |
| 日清月结 | 每天算出当天的结算结果（清分），月底汇总出账单 |
常见误区
❌ 误区
“日前价就是结算价。”→
✅ 正解
错。2027年日前只是预出清，结算用实时价。❌ 误区
“签了300元的合同，就能拿到300元。”→
✅ 正解
不一定。合同按统一结算点价补差，你卖电拿的是节点价，基差要自己承担。❌ 误区
“新能源不用管签约比例。”→
✅ 正解
只说对一半。新能源不受年度比例限制，但月度要达到（上网 − 机制 − 省间 − 调试）的 85%。❌ 误区
“5月是平水期。”→
✅ 正解
只在中长期限价里是；现货细则、风控细则里的水期划分不同。❌ 误区
“零售用户可以同时找两家售电公司。”→