四川省2022年省内电力市场交易总体方案为深入贯彻《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）精神，
按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织
开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财
建〔2020〕4号）及其补充通知、《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《四川
省人民政府关于深化四川电力体制改革的实施意见》（川府发〔2018〕26号）、《四川省人民政府办公厅转发四川省水电消纳产业示范区建
设实施方案的通知》（川办发〔2019〕50号）等文件要求，全面落实省委省政府关于深化我省电力体制改革的安排部署，持续提升电力市场
化程度，统筹推进全面放开经营性电力用户发用电计划和电力现货市场试点建设工作，促进清洁能源消纳、重点特色优势产业持续发展，推动资源优
势转化为经济优势，结合我省电力市场建设进程，制定本总体方案。一、市场准入条件（一）电力用户1.四川省已核定输配电价的供电区域内工商
业用户均须进入市场，原则上10kV及以上用户须直接从电力市场购电（指直接向发电企业或售电公司购电，下同），暂未直接从2电力市场
购电的用户由所在电网企业代理购电。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用电由电网企
业保障供应，执行目录销售电价政策。直接从电力市场购电的用户、暂由电网企业代理购电的用户统称为市场化用户，居民农业等由电网企业保障供
应的用户统称为优购用户。2.未纳入全省输配电价核定范围的供电区域内工商业用户，可由所在供电区域内的电网企业整体打包代理参与交易，但
一年内相应电量不得再执行趸售电价。地方电网配电价确定后，其网内工商业用户须进入市场，其交易结算管理细则另行制定。3.政府核准建设的
增量配电网在确定配电价格前，其网内工商业用户电量可整体进入市场；配电价格确定后，其网内工商业用户可直接从电力市场购电。相关交易结算
管理细则另行制定。4.所有进入市场的用户均应在四川电力交易中心完成注册，直接从电力市场购电的用户须满足以下要求。（1）已注册的存量
用户原则上不做调整，经公示无异议后即可参与当年市场交易。（2）对于2021年底前投产的用户，拟参与2022年度交易的，须在
年度交易开市前完成注册并公示无异议。（3）在2022年年内新投产的用户，拟直接从电力市场购电的，在完成注册并公示无异议后，下
月起可直接从电力市场购电，在此之前由电网企业代理购电。3二、市场交易品种本方案包括批发市场和零售市场。其中批发市场的交易品种包括：
常规直购、留存电量、战略长协、水电消纳示范、清洁替代（电能替代、燃煤火电关停替代）、电网代理购电、合同转让。零售市场交易品种包括：
常规直购、留存电量、战略长协、水电消纳示范、清洁替代中的电能替代。（一）常规直购1.参与范围（1）电力用户所有符合市场准入条件且未
纳入战略长协实施范围的用户。（2）发电企业所有符合市场准入条件的发电企业。2.交易电量（1）用户参与常规直购交易的电量丰、平、枯水
期分别按水火8:2、6.5:3.5、5:5的比例打捆购入火电电量。（2）鼓励绿色能源消费理念，直接从电力市场购电的用户可自愿将
打捆购入的火电电量置换为风电、光伏电量。非高耗能用户风电、光伏电量占比应不低于其月度常规直购交易电量的55%，高耗能用户风电、光
伏电量占比应不低于其月度常规直购交易电量的60%，且分月风电、光伏电量占比应保持一致。开展绿电试点交易，枯水期除置换的风电、光伏
电量外，还可按水电交易方式购入风电、光伏电量。（3）省内火电电量（含省内燃煤火电电量、达州燃机5直接参与市场交易电量，下同）与省间
外购电量之和大于直接从电力市场购电用户应打捆购入的火电电量时，超出部分由电网企业代理购电用户购入；省内火电电量与省间外购电量之和小
于直接从电力市场购电用户应打捆购入的火电电量时，不足部分由新能源及燃气机组优先电量补足，由交易平台按月自动配置。3.交易组织（1）
打捆购入火电电量方式如下：1）每月月前，调度机构根据当月来水预测、负荷平衡等情况，制定并公布当月省内火电发电预计划，明确各省内火电
机组必发电量。月内，调度机构可根据运行实际进行动态调整，提供给交易机构和市场主体。2）每月月前，交易机构根据当月高耗能用户和非高耗
能用户市场化交易合同电量比例，将省内火电发电预计划和省内火电必发电量分解为对应高耗能用户和非高耗能用户两部分并在交易平台公布。3）
省内火电交易与水电交易同步组织，在月度（月内）和事后开展。①月度（月内）交易中，采用平台集中交易方式组织开展电能量增量交易，实行“
发电侧单边报价、平台统一出清”，具体流程如下。申报：省内火电分别申报参与对应高耗能用户和非高耗能用户交易的价格和电量，其中申报价格
不超过高耗能用户6和非高耗能用户购买省内火电量交易价格浮动范围，申报电量不超过本发电企业对应高耗能用户和非高耗能用户的发电预计划的
1.1倍。对于省内火电必发电量，以申报价格设置为最低限价的方式保证优先成交。出清：以对应高耗能用户和非高耗能用户的省内火电发电
预计划为边界，按各自最后中标的省内火电企业申报电价为统一成交价。②月度（月内）交易中，采用双边协商交易方式组织开展省内火电企业之间
合同电量转让交易。③事后交易中，根据高耗能用户和非高耗能用户实际需购买的省内火电电量，分别对省内火电企业的交易合同进行等比例调整匹
配。当实际火电电量大于高耗能和非高耗能用户应购买的火电电量时，交易机构公布由电网企业代理购电用户购买的火电电量（成分）和价格，其中
价格为非高耗能用户应购买的火电电量价格；当实际火电电量小于高耗能和非高耗能用户应购买的火电电量时，交易机构公布直接从电力市场购电的
用户购买的新能源和燃气优先电量，价格为相应优先发电上网价。④在事后交易中，采用双边协商方式组织开展省内火电企业之间合同电量转让交易
。（2）置换的风电、光伏电量由交易平台按月自动配置。（3）水电电量交易以年度交易为主。发用双方可采用双边协商和平台集中方式进行交易
。发用双方可按照全年丰7平枯均衡结构申报电量，也可分月逐一申报电量参与平台集中交易。（4）水电电量交易以月度（月内）交易为补充。设
置结算月最后一周为交易关闸时间，结算月前三周组织双边协商和平台集中交易。双边协商交易、平台集中交易均可开展电能量增量、合同双侧调减
交易、发用两侧合同转让交易。4.交易电价（1）水电交易电价水电交易电价通过市场化方式形成。为规范市场竞争，结合四川电力供需实际，对
水电交易电价设置上下限。年度交易采取分月交易电价的，按以下方式确定交易价格上下限：丰水期交易电价上限为原水电标杆上网电价278.
2元/兆瓦时执行丰期浮动后上浮20%，交易电价下限为122.08元/兆瓦时。平水期、枯水期交易电价上下限范围为原水电标杆上
网电价278.2元/兆瓦时按水期浮动后上下浮动20%。年度交易采取全年综合交易电价的，按以下方式确定交易价格上下限：交易价格
上限=（丰水期交易电量占比×丰水期的分月交易电价上限）+（平水期交易电量占比×平水期的分月交易电价上限）+（枯水期交易电量占比×枯
水期的分月交易电价上限）交易价格下限=（丰水期交易电量占比×丰水期的分月交8易电价下限）+（平水期交易电量占比×平水期的分月交易电
价下限）+（枯水期电量交易占比×枯水期的分月交易电价下限）月度（月内）交易电价上下限范围与年度交易分月交易电价上下限范围相同。（2
）非水电交易电价为落实国家发改委相关要求，做好“双控”工作，省内火电电量上网电价按“基准价+上下浮动”的市场化价格机制形成，其中基
准价为401.2元/兆瓦时。非高耗能用户省内火电电量部分价格最高上下浮幅度为20%，高耗能用户省内火电电量部分价格最高下浮
20%、上浮幅度不受20%限制。高耗能用户的具体名单，由相关政府部门确定。配置的新能源及燃气机组优先电量交易电价按价格主管部门核
定的与电网结算电价（不含可再生能源电价补贴）的标准执行。（二）留存电量1.参与范围（1）电力用户甘孜、阿坝、凉山三州以及其飞地园区
内符合市场准入条件，且纳入2022年留存电量实施范围的电力用户。（2）发电企业2021年底以前并入四川主网的甘孜、阿坝、凉山
地区省调直调水电企业。92.交易电量2022年留存电量总量按80亿千瓦时控制。三州发展改革委、经济和信息化局和供电公司应在水
期计划范围内确定发、用电企业2022年留存电量分月计划，发用电企业的留存电量分月计划（不含电网企业购电）应保证各月比例基本一致
，并于2022年年度交易开市前10个工作日，报省发展改革委、经济和信息化厅。留存电量分月计划经年度留存电量批复文件确认后原
则上不得进行调整。3.交易组织留存电量由四川电力交易中心根据政府计划，按照最小配对等方式对购售方及电量进行配对。发电侧留存电量可通
过交易平台在本州内发电企业之间转让，用电侧留存电量可通过交易平台由用户在本州内留存电量用户（含飞地园区留存电量用户）之间转让。留存
电量用户除留存电量之外的电量须直接从电力市场购电或由电网企业代理购电。4.交易电价留存电量上网电价按照政府相关部门确定的电价执行。
（三）战略长协1.参与范围（1）电力用户1）纳入战略长协交易的用户范围为省委省政府重点扶持的企业、多晶硅、大数据、新型电池、电解氢
用户。其中，大数据、新型电池、电解氢用户应符合《关于进一步放开发用电计划扩大我省电力市场化交易的通知》（川经信电力函10〔2018
〕196号）、《关于进一步明确我省大数据等绿色高载能产业电力扶持政策有关事项的通知》（川经信电力函〔2018〕220号）等有关
规定，积极支持雅安大数据、遂宁锂电的发展。多晶硅企业应属于《产业结构调整指导目录》（2019年本）中允许鼓励类企业，积极支持乐山
多晶硅的发展。2）高炉渣提钛用户。指采用高温碳化-低温氯化工艺从高炉渣中提取钛的企业，积极支持攀西钒钛的发展。具体电力用户名单由政
府有关部门另行确定。（2）发电企业符合准入条件的水电、风电、光伏发电企业。2.交易电量实施全水电交易，枯水期可按水电方式实施风电、
光伏电量交易。3.交易组织以年度交易为主，月度（月内）交易为补充，采用与常规直购交易中水电部分相同的交易方式。4.交易电价水电交易
电价通过市场化方式形成。为规范市场竞争，结合四川电力供需实际，对水电交易电价设置上下限，范围与常规直购交易中水电部分限价范围相同。
（四）水电消纳示范水电消纳示范交易仅在丰水期（含5月）组织。1.参与范围11（1）电力用户纳入水电消纳示范交易的用户范围为甘孜
州、攀枝花市、雅安市、乐山市、凉山州、阿坝州6个水电消纳示范区内，且在《四川省人民政府关于深化四川电力体制改革的实施意见》（川
府发〔2018〕26号）印发后新增的工业企业（含存量工业企业单独装表的扩建产能），不包括示范区所在市（州）境内转移搬迁企业和高耗
能企业。具体名单实行“一年一定”，由示范区所在市（州）政府主管部门会同当地供电公司审核确定后，报省发展改革委、经济和信息化厅、省能
源局备案，抄送四川能源监管办、国网四川省电力公司。（2）发电企业甘孜州、攀枝花市、雅安市、乐山市、凉山州、阿坝州6个水电消纳示范
区内省调直调水电企业及西南网调直调水电企业留川部分。受电网安全约束及现有输电通道限制，水电消纳示范交易仅能在本市（州）示范区内电力
用户和发电企业之间开展。2.交易电量（1）水电企业参与交易的电量认定原则水电消纳示范区弃水电量交易规模，由6市（州）有关部门与
当地水电企业协商后报省能源局，由省直有关部门（单位）认定并明确至相应水电企业，原则上各水电企业弃水电量指标不低于2019年申报
的2022年弃水电量水平。该指标不作为水电企业交易电量上限，各水电企业可自愿超过其指标签约。相关市（州）应积极推动发用双方协
商，达成12交易意向，各水电企业弃水电量指标应做到“能用尽用”。（2）电力用户参与交易的电量认定原则经核定的符合准入条件的电力用户
可交易电量按以下原则认定：2018年8月6日以后单独装表计量的新增工业用户为其全部工业生产用电量（不含纳入留存电量的部分
）；2018年8月6日以后扩建的工业用户，扩建产能单独装表计量后，扩建及原有产能工业用电量之和超出扩建前一年原有产能同期
工业用电量的部分，且不超过扩建产能单独计量的工业用电量（不含纳入留存电量的部分）。可交易电量中未参加其他交易品种的电量，全部纳入水
电消纳扶持范围；参加其他交易品种的，按其他交易品种执行。（3）可交易电量之外的电量，可参与其他交易品种交易，未直接参与市场交易部分
电量由电网企业代理购电。（4）可交易电量部分实施全水电交易。3.交易组织水电消纳示范交易在年度、月度（月内）分市（州）组织，均采用
双边协商方式。参加水电消纳示范交易电量的输配电价，按照《国家发展改革委关于同意四川省开展运用价格杠杆促进弃水电量消纳试点的批复》（
发改价格﹝2019﹞1431号）执行。4.交易电价交易电价通过市场化方式形成。为规范市场竞争，结合四川电力供需实际，对水电消纳
示范交易电价设置上下限，范围与常规直购交易中水电部分限价范围相同。13（五）清洁替代清洁替代包括电能替代、燃煤火电关停替代。1.电
能替代（1）参与范围1）电力用户2017年1月1日以后新建和改造且纳入省发展改革委（能源局）电能替代目录的项目，建成投运
后由项目业主自主申请，经市（州）发展改革委（能源局）、经济和信息化主管部门会同供电公司共同初审，省级相关部门认定，且在四川电力交易
中心单独注册交易单元后，方可参加电能替代交易。电能替代电量包括电能替代项目本体及其辅助系统生产用电，应单独装表计量。2）发电企业所
有符合市场准入条件的水电、风电、光伏发电企业。（2）交易电量1）电能替代项目在经省级相关部门明确纳入电能替代交易之前的电量，应参加
符合条件的其他交易品种；在明确纳入电能替代交易之后的电量，应全部参与电能替代交易。2）实施全水电交易，枯水期风电、光伏可按水电方式
参与交易。（3）交易组织以年度交易为主，月度（月内）交易为补充，交易方式与常规直购交易中的水电部分相同。（4）交易电价14交易电价
通过市场化方式形成。为规范市场竞争，结合四川电力供需实际，对电能替代交易电价设置上下限，范围与常规直购交易中的水电部分限价范围相同
。2.燃煤火电关停替代（1）参与范围经济和信息化厅在2022年年度优先电量计划中明确的关停燃煤火电机组；所有符合市场准入条件的
水电企业。（2）交易电量由经济和信息化厅测算后另行发文确定。（3）交易组织采取集中挂牌交易方式，以关停燃煤火电机组优先计划电量指标
为标的，组织水电企业摘牌，在丰水期执行。国网四川省电力公司按照摘牌发电企业的成交电量和价格主管部门核定的与电网结算电价向摘牌发电企
业支付电费，其中补偿资金按照代扣代付方式支付给关停燃煤火电机组。（4）交易电价电价标准为80元/兆瓦时（含6%增值税）。（六
）合同转让1.参与范围符合市场准入条件的发电企业、电力用户和售电公司。2.交易电量合同转让交易分为发电侧合同转让交易、用电侧合同转
让交易，同一市场主体可根据自身电力生产或消费需要，购15入或售出电能量。批发市场中各交易品种合同原则上均可在发电侧或用电侧市场主体
之间交易，优先计划合同、跨省跨区合同可在发电侧市场主体之间交易，电网企业代理购电合同不得转让。3.交易组织（1）发电侧合同转让发电
侧合同转让交易按年度、月度（月内）开展，可采取双边协商、平台集中转让和拍卖三种交易方式。年度合同转让交易原则上仅在发电企业超过自身
能力签约的情况下实施，年度合同完成校核后，按双边协商、平台集中转让、拍卖的顺序进行。月度（月内）合同转让包括事前（事中）合同转让和
事后合同转让，事前（事中）合同转让在月度（月内）交易关闸前开展，事后合同转让在月度（月内）交易关闸后开展，两者均采取双边协商和平台
集中转让的方式。在年度、月度（月内）合同转让中，优先计划、跨省跨区、留存电量、水电消纳示范、燃煤火电关停替代合同不采用平台集中转让
方式；在年度合同转让中，优先计划、跨省跨区、留存电量、燃煤火电关停替代交易合同不采用拍卖方式。发电侧市场主体分月双边协商调减电量不
超过该品种当月合同电量的40%。在运燃煤火电机组不能将合同转让给水电机组及新能源发电企业，燃气电厂合同不能转让；枯水期，风电、光
伏发电企业及水电企业的直接参与市场交易合同可相互转让；在全国跨区跨省偏差电量处理机制完善前，发电企业在仍有16省内直接参与市场交
易合同（不含留存电量、水电消纳示范）的情况下，原则上不得转让跨省跨区合同；水电消纳示范区合同转让受让方只能承接其所在示范区内水电企
业的出让合同；留存电量合同仅可在甘孜、阿坝和凉山三州本州内发电企业范围内转让。（2）用电侧合同转让售电公司之间、电力用户之间、售电
公司与电力用户之间可以进行合同转让交易。用电侧合同转让交易按年度、月度（月内）开展，年度合同转让交易可采取双边协商、平台集中转让和
拍卖三种交易方式。月度（月内）合同转让交易包括事前（事中）合同转让交易和事后合同转让交易。事前（事中）合同转让交易在月度（月内）交
易关闸前开展，事后合同转让交易在月度（月内）交易关闸后开展，两者均采取双边协商和平台集中转让的方式。在年度、月度（月内）合同转让中
，留存电量、水电消纳示范合同不采用平台集中转让方式。在年度合同转让中，留存电量合同不采用拍卖方式。在年度合同转让（不含拍卖）交易中
，用电侧市场主体分月电量转让不超过该品种当月合同电量的40%。留存电量交易合同只能在本州内留存电量用户（含飞地园区的留存电量用户
）之间进行转让；水电消纳示范交易合同只能在本市（州）示范区内水电消纳示范交易用户和代理了本市（州）水电消纳示范用户的售电公司之间范
围内进行转让；其余交易品种可互相承接。4.交易电价17合同转让交易电价为合同的出让或买入电价，不影响出让方原有合同的电价，涉及的合
同交易对象权责不受影响，不需要原合同交易对象确认。合同转让或拍卖成交电价与原合同电价之间的价差，由合同出让方或拍卖方承担。（1）发
电侧双边协商转让时，若转让价格与原有合同电价不一致，则交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上下限相
同，跨省跨区交易合同转让须与原合同电价保持一致。平台集中转让交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上
下限相同。发电侧拍卖交易电价上限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上限相同，下限为零。（2）用电侧双边协商转让
时，若转让价格与原有合同电价不一致，则交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上下限相同。平台集中转让
交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上下限相同。拍卖交易电价上限与常规直购交易中水电部分月度（月内
）电能量增量交易电价上限相同，下限为零。（七）电网企业代理购电1.参与范围（1）电力用户18符合市场准入条件、暂未直接从电力市场购
电的工商业用户，由交易平台自动生成其与电网企业的代理关系，由电网企业代理购电。（2）发电企业所有符合市场准入条件的发电企业。2.交
易电量（1）代理购电用户购电来源包括多年调节水电站（含栗子坪）及亭子口、宝珠寺、大桥电站优先发电量、新能源优先发电量、燃气机组优先
发电量、其他水电（不含保障性收购水电）优先发电量和配置的火电电量。（2）代理购电用户用电量包括地方电网下网电量、主网中暂未直接从电
力市场购电用户用电量。（3）省内火电电量与省间外购电量之和大于直接从电力市场购电用户应打捆购入火电电量时，超出部分由交易平台按月向
代理购电用户配置；省内火电电量与省间外购电量之和小于直接从电力市场购电用户应打捆购入火电电量时，不足部分由新能源及燃气机组优先电量
补足。3.交易电价（1）代理购电用户配置的火电电量价格与非高耗能用户应购买的火电电量价格相同；电网企业代理用户采购的其他优先计划电
量按照优先发电电源现行价格采购。（2）四川电力交易中心根据代理购电电量结构计算实际代理购电价格，并出具代理购电电量电费结算依据
。代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附19加组成。（3）已直接从电力市场购电（不含已在电力交易平台注册但未曾参
与电力市场交易）在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，代理购电价格按电网企业代理购电价格的1.5倍执行。由电网企业代理
购电的拥有燃煤发电自备电厂用户、高耗能用户，代理购电价格按电网企业代理购电价格的1.5倍执行4.代理关系变更（1）暂未直接从电
力市场购电的工商业用户，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接从电力市场购电，电网企业代理购电相应终止。（2）参加市场交易后
退出市场的电力用户，以及原售电公司无力履行合同、且其他售电公司尚未承接的电力用户，应在每季度最后15日前申请改由电网企业代理购
电。未申请改由电网企业代理购电仍继续用电的电力用户，默认由电网企业代理购电。四川电力交易中心应将上述变更信息于2日内告知电网企
业。（3）电网企业首次向代理用户售电时，应至少提前1个月通知用户。四、市场成员要求市场成员包括各类发电企业、售电公司、电网企业、
电力用户、市场运营机构等。市场成员应严格遵守以下要求：（一）市场运营机构要求1.电力交易机构20四川电力交易中心应按要求开展合规校
核、交易组织、市场监测、信息披露等工作，保障电力市场交易的有序进行。（1）合规校核开展各类市场主体的交易合规性校核，对发电企业按是
否符合准入范围、签约电量是否合规、申报电量是否合规等进行校核；对用电企业按是否符合准入范围、合同签订是否合规等进行校核；对售电公司
按代理用户是否符合准入范围、签约电量电价是否合规、是否按规定提交履约保函等进行校核，及时公布交易合规性校核结果。（2）交易组织拟定
交易实施细则（含交易组织细则、交易平台操作流程、交易结算细则等），报经济和信息化厅、四川能源监管办备案后实施。按市场总体方案和交易
指导意见要求组织好各类市场交易，年度交易原则上应提前3天以上发布交易公告，制定月度（月内）交易日历表并提前发布，可根据市场特殊
变化适当调整、增加临时交易，如因特殊原因对交易时间进行调整，应报政府相关部门同意并及时告知市场主体。及时向各类市场主体（含电网企业
）出具批发和零售市场交易的结算依据，包括但不限于全部电量电费、偏差电量电费、偏差考核费用、合同转让价差、拍卖交易价差费用、售电公司
收入价差费用、售电服务费、辅助服务费、分摊或返还的结算差额或盈余资金及输电服务费、电网企业代理购电电量电费等，并受理市场主体查询、
复核等。按月向有关21部门报送市场运营总体情况，按季度向有关部门报送履约保函的收取使用情况。（3）市场监测加强市场监测，及时识别交
易签约价格明显偏离市场交易均价、交易或结算电量明显偏离实际等异常交易行为，发现可能存在的市场规则缺陷，提出提升市场公平效率和促进市
场公平、充分竞争的相关建议。根据市场监测情况形成市场分析报告，定期向有关部门报送市场运营总体情况。（4）信息披露按照电力市场信息披
露管理办法要求，做好信息披露管理，完善信息披露机制，督促市场成员做好市场信息披露工作，开展各类市场信息的统一归口发布。按照信息披露
管理办法有关要求，通过信息披露平台向经电力用户授权同意的售电公司、发电企业开放电力用户近三年内历史分时用电数据、用电信息等有关信息
的查询权限；披露电网企业代理购电电量、价格。四川电力交易中心应会同省调建立健全信息交换机制，省调应按交易规则要求，向四川电力交易中
心准确及时提供市场交易需要的可公开数据。（5）信息安全保障建立健全信息安全保障机制，四川电力交易中心应设置内设部门职能信息管理权限
，控制关键信息知悉范围，定期开展信息安全薄弱环节排查，制定信息安全事故应急处置预案，做好事前主动防御，确保电力运行信息安全可控；建
立电力交易从业人员回避和保密管理制度，避免泄露重要信22息。2.电力调度机构西南网调、省调应按要求开展安全校核，组织现货交易，负责
各类市场化交易的调度执行，保障电力生产稳定，实现节能调度。（1）安全校核负责开展发电能力校核和电网阻塞校核。1）发电能力校核水电及
新能源电站发电能力校核由交易平台进行前置。在年度交易和次月月度（月内）交易开市前，省调通过数据传输平台向四川电力交易中心提供水电及
新能源电站发电能力。①水电站发电能力校核水电站的年度分月发电能力校核在考虑发电主辅设备检修计划、水工建筑物及库区或下游河道相关施工
计划、综合用水需求、电网保供蓄水（消落）计划等情况后，按下列原则确定：水电站枯水期i月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运
行天数×系统控制系数，水电站报送的i月发电能力，1.1×近五年i月最大上网电量）；水电站丰平水期j月发电能力=MIN（
可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数，水电站报送的j月发电能力）。其中：i=1-4,12月；j=5-11月；丰平期水
电站上报j月发电能力原则上不得超过历史同期最大上网电量。23系统控制系数：年度交易安全校核暂定为0.92（水电站在交易前提出
书面申请，承诺本电站月度合同电量不转出并承担由此造成的后果，可超过0.92），月度（月内）交易安全校核设定为0.95。近五年内
新投水电站可按设计的分月发电能力与近五年月度最大上网电量取大值参与计算。水电站可根据历史发电、来水预测、蓄水（消落）计划、梯级水库
运用等实际情况，对发电能力提出1次调整申请，由政府有关部门会同省调、交易中心共同确定后，由省调将调整结果及原因通过数据传输平台
提供给交易中心。月度（月内）交易发电能力校核时，水电站本次交易有约束成交电量不得超过本电站月度剩余可发电量上限。水电站月度剩余可发
电量上限＝水电站月度发电能力-水电站当月已成交的所有市场交易合同电量-水电站月度优先计划发电量。②新能源电站发电能力校核新能源电站
的年度分月发电能力校核在考虑发电主辅设备检修计划等情况后，按下列原则确定：新能源电站i月发电能力=MIN（可用容量×24×运行
天数×系统控制系数，新能源电站报送的i月发电能力，1.1×近五年i月最大上网电量）系统控制系数：风电年度交易安全校核暂设定
为0.6（5新能源电站在交易前提出书面申请，承诺本电站月度合同电量不转出并承担由此造成的后果，可超过0.65），月度（月内）
24交易安全校核暂设定为0.7；光伏年度交易安全校核暂设定为0.25（新能源电站在交易前提出书面申请，承诺本电站月度合同电量不
转出并承担由此造成的后果，可超过0.25），月度（月内）交易安全校核暂设定为0.3。近五年内新投新能源电站可按设计的分月发电能
力与近五年月度最大上网电量取大值参与计算，已建电站扩容容量参照已投运容量发电能力修正。新能源电站可根据历史发电、资源能力预测等实际
情况，对发电能力提出1次调整申请，由政府有关部门会同省调、交易中心共同确定后，由省调将调整结果及原因通过数据传输平台提供给交易
中心。月度（月内）交易机组发电能力校核时，新能源电站本次交易有约束成交电量不得超过机组月度剩余可发电量上限。丰、平水期新能源电站月
度剩余可发电量上限＝新能源电站月度发电能力-新能源电站当月已成交的所有市场交易合同电量-新能源电站月度优先计划发电量。枯水期新能源
电站月度剩余可发电量上限＝新能源电站月度发电能力-新能源电站当月已成交的所有市场交易合同电量。2）电网阻塞校核仅开展月度（月内）电
网阻塞校核，暂不开展年度分月电网阻塞校核。四川电力交易中心每周提交两次无约束成交交易结果，省调原则上在收到无约束成交交易结果后的一
个工作日内完成安全校核。省调可根据电网运行实际和市场交25易情况，在月内适时开展补充安全校核，并通过四川电力交易中心发布风险提示。
校核不通过电量不予安排发电必须转出，由此造成的损失由发电企业自行承担。在送出受限区域，优先安排月度优先电量、留存电量和水电消纳示范
交易电量合同，剩余通道按市场交易合同电量比例分配。如果输电容量无法保证月度优先电量合同和留存电量合同，则按比例分配。（2）调度执行
负责各类市场化交易的调度执行，在确保电网安全和电力可靠供应的前提下，严格按照《电网调度管理条例》以及年度电力电量平衡方案和节能调度
优先电量计划实施电力调度，安排电力电量生产计划，组织电力生产，充分发挥水库电站调蓄作用，尽可能实现新能源全额保障性收购、减少水电弃
水。负责依法依规落实四川电力交易中心提供的市场交易结果，并及时向四川电力交易中心提供中长期市场出清交易所需的数据、现货市场出清和各
类市场交易的执行结果等。（二）发电企业要求发电企业应按要求认真做好参与市场各项准备工作，积极参与市场交易，遵守市场规则，妥善安排电
力生产。1.规范交易：（1）按要求完成市场注册，规范参与市场交易。新投机组参与市场交易应向经济和信息化厅申报，由经济和信息化厅确认
后参与。26（2）积极参与市场交易，遵守市场规则，按要求披露市场信息，合理确定参与市场交易的能力，水电、新能源发电企业要准确及时报
送发电能力等。（3）发电企业应按照相应的合同示范文本，在四川电力交易中心提供的技术支撑系统上开展与电网企业、售电公司、电力用户的购
售电合同电子化签订。（4）已注册生效的发电企业有下列情形之一的，经有关部门认定后当年后续月份所有上网电量按超发价格结算，并且次年优
先电量减半分配：1）在与电力用户或售电企业达成协议后，随意更改或恶意毁约的；或无正当理由，在交易平台出清后不认可成交结果或交易成交
后拒绝签订合同；或无正当理由，在签订合同后拒绝执行合同的。2）出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市
场秩序和严重违反市场交易规则行为。3）拒绝配合市场合规调查的。4）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定为发电企业存在合同诈
骗、经济诈骗等行为的，或经司法机构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。5）法律、法规规定的其他情形。2.计划执行按照经济和信息化厅
年度电力电量平衡方案和节能调度优先电量计划，做好合同电量执行与管控相关工作。273.计量改造按照《关于做好电力市场主体电能计量装置
升级改造工作的通知》（川经信电力函〔2019〕718号）要求，完成电能计量装置改造升级工作。（三）电力用户要求电力用户应按要求认
真做好参与市场交易的各项准备工作，包括电量认定、计量装置改造升级等，积极按照相关规定参与交易。1.电量认定同时参加多个交易品种的电
力用户，在年度交易时需合理统筹。留存电量用户除留存电量之外的电量须直接从电力市场购电或由电网企业代理购电，原则上应优先确定留存电量
的交易量，然后再根据剩余电量合理确定参与其他交易的空间。2.规范交易（1）电力用户以户号为交易结算单元，按交易结算单元确认可参与的
交易品种、开展交易和结算。（2）年购网用电量500万千瓦时以下的用户户号须通过售电公司代理，参与市场交易。用户户号选择通过售电
公司参与市场的，当年内只能通过一家售电公司进行交易。年购网用电量500万千瓦时及以上的用户户号可以选择与一个或多个发电企业进行
直接交易。（3）直接从电力市场购电的用户原则上应按照相应的合同示范文本，在四川电力交易中心提供的技术支撑系统28上，开展与售电公司
或发电企业的购售电合同电子化签订。（4）通过售电公司代理参与市场交易的用户，与售电公司、电网企业签订市场化零售供用电合同。（5）已
直接从电力市场购电的用户，连续三个月及以上未签订交易合同（含交易合同电量为零）的，视为违约退出，电力用户从退出当月到年底的用电量，
价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。非年内新投产的电力用户直接从电力市场购电的，须全年参加交易。已直接从电力市场
购电的高耗能用户，不得退出市场交易。（6）对已纳入市场准入范围、但未参加市场交易的电力用户由电网企业代理购电。（7）零售用户应按真
实用电规模与售电公司签约，零售用户原则上应向与其建立购售电关系的售电公司披露其近三年的分月购网结算电量。（8）电力用户有以下情形之
一的，取消当年交易资格，当年后续月份由电网企业代理购电：1）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场的。2）单位名
称、法人代表、联系方式等注册信息不真实、不准确，且拒不整改的。3）披露信息不及时、不完整、不真实，且拒不整改的。（9）电力用户有以
下情形之一的，取消当年交易资格并暂停该法人及其法人代表四川电力市场交易资格三年，后续由电网企业代理购电。291）与两家或两家以上售
电公司签订购售电合同的，或同时与发电企业和售电公司签订购售电合同的。2）电力用户通过招标、询价、竞争性谈判、双边协商等方式确定发电
企业或售电公司，在达成协议后，随意更改或恶意毁约的；或无正当理由，在交易平台出清后不认可成交结果或交易成交后拒绝签订合同；或无正当
理由，在签订合同后拒绝执行合同的。3）拒绝配合市场合规调查的或出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市
场秩序和严重违反市场交易规则行为。4）违规披露或散布其他市场主体私有信息造成经济损失或严重后果的。（10）电力用户有以下情形之一的
，强制退出市场，重新进入市场前，用电价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行；该法人以及其法人代表三年内不得再进入市场
。1）电网企业确认拖欠电费的。2）出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序和严重违反市场交易规则
行为，且拒不整改的。3）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定为电力用户存在合同诈骗、经济诈骗等行为的，或经司法机构或司法鉴
定机构裁定伪造公章等行为的。4）被有关部门和社会组织依法依规对严重违法失信行30为做出处理，并被纳入电力行业“黑名单”的。5）法律
、法规规定的其他情形。（11）因违反交易规则被限制交易或受到行政处罚的用户，其用电户号同期受限。（12）拖欠电费用户次月起强制退出
市场直接交易后，其直接交易电量由经济和信息化厅商相关部门后安排处理，给相关方造成损失的，电力用户应承担相应赔偿责任。（13）尚未纳
入全省输配电价核定范围的地方电网企业，参与市场化交易形成的收益，应全额传导到终端用户。每年年底，由国网四川省电力公司确认其参与市场
化交易形成的收益，由地方电网企业或增量配电网向政府监管部门提交其市场收益向电力用户传导的明细和证明材料。如不提供或没有全额传导，从
次年取消交易资格，并三年内不得再次入市。（14）电力用户一旦参与市场交易，原则上当年内不得自行退出市场。有下列情形之一的，可办理正
常退市手续：1）市场主体宣告破产不再用电。2）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有市场主体非自身原因无法继续参加市场的情
况。3）因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。上述市场主体，在办理正常退市手续后，
执行国家有关发用电政策。未因上述理由办理退市的，其当年后续月份电价按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。31（15）电
力用户关联的用电户号发生并户、销户、过户、更名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，应当在电网企业办理变更的同时，在交易平台办理
注册信息变更手续。其中，电力用户发生并户、销户、过户或者用电类别发生变化时，需在妥善处理购售电合同、供用电三方协议等市场化交易相关
事宜后，方可在电网企业办结相关业务。3.计量改造电力用户要高度重视电能计量装置改造升级工作，参与市场化交易且与国网四川省电力公司存
在电费结算关系的电力用户（包括独立地方电网、增量配电网）均应按照《关于做好电力市场主体电能计量装置升级改造工作的通知》（川经信电力
函〔2019〕718号）要求，积极配合完成电能计量装置改造升级工作，实现电量信息自动采集，并将数据传送至国网四川省电力公司用电采
集主站。2022年及以后新增电力用户均应安装满足要求的电能计量装置。（四）售电公司要求售电公司在准许范围内代理零售用户，严格遵守
市场规则，按要求履行相关义务，积极有序参与市场交易。1.代理范围售电公司可与纳入2022年市场准入范围的电力用户开展零售市场交
易。售电公司可代理零售用户参加批发市场交易，但不包括燃煤火电关停补偿交易品种。售电公司不得代理发电企业售电，不得代理其他售电公司购
售电，也不得代理未纳入输配32电价核定范围的地方电网企业及其网内电力用户参与市场化交易。2.规范交易（1）售电公司与电力用户以双边
协商方式按照标准文本签订年度购售电合同并在规定的时间内提交四川电力交易中心，相关购售电合同有效期应覆盖交易年。（2）售电公司须按照
标准文本，与电力用户、电网企业签订市场化零售供用电合同，明确电费支付、抄表计量等责任。（3）售电公司原则上应按照相应的合同示范文本
，在四川电力交易中心提供的技术支撑系统上，开展与发电企业、代理参与市场交易的电力用户购售电合同电子化签订。（4）售电公司应对合同的
真实性及合同电量电价等关键信息的准确性进行审慎调查，防止虚假欺诈行为。售电公司不得将购售电合同签订等核心业务交由其他个人或合作机构
完成，否则由此引发的购售电合同市场纠纷、惩罚、诉讼等全部责任由售电公司承担。当用户发生重复签约不合规行为时，其签约售电公司纳入交易
机构重点监测名单。（5）鼓励售电公司积极开拓市场。售电公司代理电力用户总电量不得超过其资产总额许可代理电量规模，并应根据代理电量规
模确定应提交的履约保函额度，履约保函管理程序按相关文件执行。（6）售电公司代理零售用户参与市场交易，应按照“基33础+浮动”的方式
与零售用户约定交易量价，即售电公司与零售用户之间约定分月基础电量和对应的基础电价，用户超出基础电量的部分对应浮动电价。超过用电侧偏
差考核阈值的零售用户，原则上应共同承担其售电公司最低20%的偏差考核费用，具体由售电公司与零售用户协商确定。为确保改革红利传导到
终端用户，对于除留存电量外的交易品种，售电公司与零售用户的基础电价可约定全年相同价格，也可按月约定不同价格。约定全年相同价格的，其
全年交易电价不高于批发市场该交易品种年度分月交易价格上限按零售用户对应水期基础电量占比折算的加权均价；约定分月不同价格的，其分月交
易电价不高于批发市场该交易品种月度（月内）交易电价上限。售电公司与零售用户约定的浮动电价上下限应与批发市场该交易品种月度（月内）交
易电价上下限相同。严禁售电公司在市场化交易中通过“阴阳合同”等方式，恶意虚高商业综合体等转供电力用户零售价格，一经查实，由相关部门
严肃处理。（7）对于某一交易品种，售电公司与发电企业年度双边协商约定的分月交易电量计划与该售电公司参加年度集中交易申报的分月交易电
量之和，不得大于售电公司与零售用户签订的年度协议内该交易品种分月交易电量计划。（8）拥有配电网运营权的售电公司，其配电业务与参与市
场的售电业务应当实现财务分离。（9）单个售电公司年度市场交易电量不得超过全部市场电量的20%。34（10）参与当年市场化交易的售
电公司需确保资产总额满足交易电量需求，从业人员、办公场所以及技术支持系统满足准入要求。省能源局组织四川电力交易中心等对售电公司准入
条件进行动态复核。（11）已注册生效的售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：1）结算的售电服务费为负，且未在正式发布
结算单后30天内补齐的。2）逾期未提供履约保函的。3）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，或在参与市场过程
中隐瞒有关情况或者提供虚假材料、虚假披露数据，且拒不整改的。4）市场注册材料逾期未补齐，且拒不整改的。5）年度资质审查不通过、运营
情况抽查发现问题，且逾期未整改完成的。6）在与电力用户或发电企业达成协议后，随意更改或恶意毁约的；或无正当理由，在交易平台出清后不
认可成交结果或交易成交后拒绝签订合同；或无正当理由，在签订合同后拒绝执行合同的。7）违规披露或散布其他市场主体私有信息造成经济损失
或严重后果的。8）拒绝配合市场合规调查的。9）出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序和严重违反
市场交易规35则行为。10）企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的。11）被有关部门和社会组织依法依规
对严重违法失信行为做出处理，并被纳入电力行业“黑名单”的。12）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的。13）与其他市场主体发生购
售电合同纠纷，经法院裁定为售电公司存在合同诈骗、经济诈骗等行为的，或经司法机构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。14）法律、法规
规定的其他情形。3.退市程序售电公司退市程序按相关文件要求办理，退市前应妥善处理好购售电合同和供用电合同相关事宜。自愿退市的售电公
司，在申请退出之前应将所有已签订的购售电合同全部履行完毕或转让给其他售电公司，并结清所有费用，妥善处理好其他相关事宜。强制退市的售
电公司，应按合同约定承担相应违约责任，四川电力交易中心受政府主管部门委托，对其与发电企业和电力用户签订的购售电合同予以整体挂牌转让
、双边协商交易等市场化方式处理。如市场化交易均未成交，自售电公司强制退市次月起，四川电力交易中心和省调不再继续执行其涉及的所有原购
售电合同，发电企业相关合同计划作废，电力用户在通过其他售电公司参与市场前，由电网企业代理购电。无正当理由退市的售电公司，原则上原法
人以及其法人代表三年内不得再参加市场化交易。36（五）电网企业要求电网企业应做好对市场用户的电网接入、抄表、计量改造等市场服务工作
，以及对非市场用户的保障供电工作，及时开展电费结算，并配合政府主管部门做好市场主体相关认定等工作。1.市场服务为市场主体提供公平的
输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表等各类供电服务。要组织力量对不满足要求的市场主体电能计量装置进行改造升级、调试以及校
核等工作，确保按时完成职责范围内的改造升级任务。积极配合售电公司、电力用户开展市场化零售供用电合同签订等工作。负责向四川电力交易中
心提供代理购电用户市场注册信息，配合四川电力交易中心向相关市场主体提供电力用户历史分时用电量等信息。2.保障供电居民、农业用电由电
网企业保障，执行现行目录销售电价政策。3.电费结算承担市场主体各类电费的结算。在合同转让交易双方协商一致时，接受合同转让交易双方委
托，承担合同转让交易价差费用的代收代付，双方自行开具增值税发票。4.配合认定电网企业应积极配合政府主管部门开展市场主体准入37资格
认定、市场交易电量核定等有关工作。5.合同签订电网企业应按照相应的合同示范文本，在电力四川电力交易中心提供的技术支撑系统上开展与发
电企业购售电合同电子化签订。（六）其他要求1.发电企业与售电公司、批发用户采用双边协商方式对批发市场合同电量进行调减的，可同步调整
交易电价，须在规定时间内向四川电力交易中心出具双方均签字盖章的书面确认函；采用双边协商方式开展电能量增量交易的，须在规定时间内向四
川电力交易中心提交购售电合同。2.对于除留存电量外的交易品种，每月零售用户可以与售电公司按双边协商的方式调整当月及当年后续月份分品
种交易电量或交易价格，由售电公司或零售用户在规定时间内向四川电力交易中心提交购售双方均签字盖章的电量、电价调整书面确认函。零售用户
分品种实际用电量超过其与售电公司约定的该品种基础电量的部分采用“开口合同”形式（合同价格为约定的浮动电价）进行结算。3.由于计量装
置故障、电力用户窃电、违约用电等原因需退补往月电量时，相关退补电量不纳入市场结算范畴，由电网企业按照有关规定开展电费结算。五、偏差
调整考核（一）交易电量偏差调整和考核按年度交易指导意见实施。按照发用两侧责任对等的原则实施偏差考核，发电侧偏38差考核以装机类型对
超（少）发电量按年度交易指导意见规定的阈值进行偏差考核；电力用户和售电公司以交易品种对超（少）用电量按年度交易指导意见规定的阈值进
行偏差考核。（二）实施平水期水电节能调度平衡补偿，有关补偿原则、方式、超欠发电量的认定及调整按2022年全省电力电量平衡方案及
节能调度优先电量计划要求执行。（三）加强对发用两侧滥用市场力、恶意套利的监测和管控，对有关部门认定的滥用市场力、恶意套利的市场主体
，可对其实施限制合同电量转让、加大偏差考核标准等惩罚措施。（四）发电侧因不可抗力、电网企业设备故障等原因造成合同执行偏差的，由四川
能源监管办会同经济和信息化厅组织有关单位核实后，可予以免责；用电侧因地震、洪水等不可抗拒自然灾害原因造成合同执行偏差的，由经济和信
息化厅会同四川能源监管办组织有关单位核实后，可予以免责；因重大政策调整造成合同执行偏差的，由经济和信息化厅会同四川能源监管办组织有
关单位核实后，可予以偏差减免、合同不予执行、退市等相关处理。六、市场信息披露（一）四川电力交易中心总体负责电力市场信息披露的实施，
为市场主体信息披露创造良好的信息披露条件，四川电力交易中心应当公平对待市场主体，无歧视、依法合规、及时披露市场信息。各市场主体信息
披露统一在四川电力交39易平台信息披露模块进行上报并发布。（二）各市场主体和四川电力交易中心、省调、电网企业应按国家和四川省电力市
场信息披露相关文件要求做好市场信息披露工作，并对提供信息的真实性、准确性、完整性负责。信息披露质量将纳入市场主体信息评价体系。对违
反信息披露有关规定的市场成员，将依法依规纳入失信管理，问题严重的可暂停其交易资格或取消市场准入资格。（三）四川电力交易中心应定期向
社会和市场成员披露市场执行相关情况，建立中长期交易市场主体合同签订及履约情况跟踪机制，按月跟踪并向政府有关部门、监管机构报送相关资
料，为规范市场运行提供信息支撑。（四）年度交易开展前，电网企业应及时向四川电力交易中心提供参与市场交易发电企业基础信息，包括不限于
电站名称、装机容量、年分水期上网电量等；以及电力用户基本信息，包括但不限于用户名称、电压等级、用电类别、年分水期用电量、留存电量分
月计划等信息。（五）西南网调、省调应在年度交易前向四川电力交易中心提供调度管辖范围内各发电企业年度分月发电能力，在每月25日前
向四川电力交易中心提供经校核后的各发电企业次月发电能力，以便确定各发电企业交易申报上限。按月提供各品种外送计划执行电量及比例，各品
种外送计划分解情况，以便发电企业开展事中、事后合同转让。主要输电通道能力、各大主要流域来水情况、各品种外送计划执行电量及比例，
受限断面发电原则等电网运行相关信息按信息披露40管理办法相关规定及时向市场成员披露。（六）市场主体对披露的信息内容、时限等有异议或
者疑问时，可向四川电力交易中心提出，由四川电力交易中心责成信息披露主体予以解释和配合。（七）四川能源监管办负责对信息披露的执行情况
开展监督和检查，对信息披露工作进行指导。对未按要求及时披露、变更或者披露虚假信息的市场成员，四川电力交易中心将依规向四川能源监管办
提交相关情况报告，由其执行监管措施。（八）电网企业原则上应按月公开外购电电量规模、均价等相关信息。电力交易机构应按月公开直接从电力
市场购电用户打捆购入的火电电量规模、电网公司代理用户购入的火电电量规模、省内火电电量均价等信息，定期监测省内火电交易价格变动情况，
评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，依法及时采取干预措施，确保省内火电价格形成机制改革平稳有序推进。七、市场衔接事项（
一）为进一步规范电力市场交易，促进电力及其上下游行业协同发展，参考运用国家有关合同示范文本，结合2022年度交易总体方案和电力交
易指导意见对我省市场化交易合同示范文本进行修订完善。（二）坚持以中长期交易为主、现货交易为辅，统筹推进省内中长期与现货市场建设试点
工作，做好2022年省内电力中长期交易（含优先计划）组织和合同签订工作。41（三）落实国家发改委推进电力市场化改革暨中长期交易
视频会议精神，扎实开展电力中长期合同“六签”工作。1.推动中长期合同高比例签约。（1）售电公司年度批发市场中长期交易签约电量应不低
于全年零售市场签约电量的80%，批发用户年度批发市场中长期交易签约电量应不低于近三年平均用电量或上一年用电量的80%。售电公司
年度零售市场与零售用户签约的某一品种分月基础电量应处于零售用户上一年分月实际结算电量的85%至115%之间。（2）现货试运行期
间，售电公司和批发用户各月中长期交易签约电量须不低于当月实际用电量的95%，不足部分按常规直购月度（月内）电能量增量交易最高限价
（考虑水火配比后）的50%进行考核，考核费用纳入统一管理。（3）电网企业和四川电力交易中心应及时向市场主体提供保障高比例签约所需
的相关数据，如历史用电量、已签约电量等。四川电力交易中心应定期向政府相关部门报送合同签约情况。对未达到上述高比例签约要求的，由政府
相关部门进行通报处理。2.推动中长期合同规范化签约。各市场主体须按合同示范文本签订中长期合同，合同示范文本由政府相关部门另行印发。3.推动中长期合同见证签约。加快引入公共信用机构，强化对中长期交易合同履约的信用监管。4.鼓励各市场主体签订长期合同。原则上连续参与市场42三年以上或交易电量在一定规模以上的电力用户、售电公司可与发电企业签订3-5年长期合同；连续参与市场三年以上或交易电量在一定规模以上的电力用户及售电公司之间，可签订3-5年长期合同。当相关政策和市场规则发生变化时，市场主体可根据相关情况经双方协商后对长期合同进行调整。5.落实国家发改委关于进一步完善分时电价机制相关要求，市场化用户中长期交易结算价格应在“交易电价+输配电价”的基础上按峰谷时段浮动。探索中长期交易合同分时段签约，引导市场主体按分时段约定电量、电价。6.原则上市场主体均应采用电子化合同签约方式完成购售电合同的签订工作，电力交易机构原则上不再接受纸质购售电合同备案。（四）各类发电企业优先计划电量的分解和确认，按照经济和信息化厅年度电力电量平衡方案和节能调度优先电量计划有关规定执行。（五）省调要积极做好现货市场运营工作，促进中长期交易与现货交易有序衔接，为保证电力中长期合同履约作支撑。（六）本实施方案适用于未开展现货市场结算试运行期间的电力中长期交易；四川电力现货市场结算试运行期间的相关补充规则另行下达。（七）在未核定地方电网配电价的情况下，其下主网电43量中满足其工商业用户用电需求的电量，纳入电网企业代理购电范畴。在已核定地方电网配电价的情况下，地方电网中工商业用户应直接从电力市场购电。（八）国网低价区执行两部制电价的工商业用户直接从电力市场购电。国网低价区小水电电量（保障优购用户电量之外的电量，下同）可用于保障当地执行两部制电价的工商业用户，由政府部门向当地执行两部制电价的工商业用户分配使用。国网低价区执行两部制电价的工商业用户优先使用当地留存电量指标，不足部分由当地小水电电量补足。如留存电量和低价区小水电电量之和大于当地执行两部制电价的工商业用户需求，超出的低价区小水电电量部分作为电网企业优购电量；如当地执行两部制电价的工商业用户需求大于留存电量和低价区小水电电量之和，超出部分直接从电力市场购电，未直接从电力市场购电的由电网企业代理购电。八、组织实施监管（一）经济和信息化厅牵头负责省内市场化交易总体工作；省发展改革委牵头负责电价政策有关工作；四川能源监管办牵头负责市场监管、信息披露和年度电力交易指导意见的编写；省能源局负责售电公司管理有关工作；国网四川省电力公司、西南网调、省调、四川电力交易中心负责具体组织实施。本方案相关政策以有关部门具体行文为准。（二）市（州）各有关部门（单位）要严格把关，加强对企业执行国家产业政策、环保政策和节能减排政策监督检查，协调解决实施过程中出现的矛盾和问题，对涉及产业政44策、环保政策和节能减排审查不严的部门，将进行追责。（三）国网四川省电力公司、西南网调、省调、四川电力交易中心应按月将交易实施情况报经济和信息化厅、省发展改革委、四川能源监管办、省能源局等部门，对实施过程中出现的异常或问题，及时分析原因、提出应对措施，并上报政府相关部门协调处理。（四）市场管理委员会对市场成员开展自律管理，协助政府有关部门和四川能源监管办协调市场相关方在电力市场中发生的争议及其他相关事项，监督和纠正市场相关方不规范行为；听取市场主体诉求，提出合理意见建议，切实保障市场主体合法权益。（五）本方案印发后，国家出台新的相关政策，按照国家有关规定执行。45 |
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