中国储能网讯：上周，四川发布了「四川电力现货市场建设方案（征求意见稿）」，总结7条重点如下：

• 省调水电，燃煤与集中式新能源均「报量报价」

• 网调电源省内全额消纳的「报量报价」，非全额的网调统筹

• 分布式光伏具备四可的「报量报价」，不具备的被动接受现货价格

• 用户侧「不报量不报价」，虚拟电厂自选「报量报价」或「报量不报价」

• 燃气，生物质，保供电源不参与

• 日前市场仅预出清，不实际结算；下限为¥0，上限未明确；限价不分丰平枯

• 初期采用系统边际电价，适时过渡到节点电价；发用两侧结算均为1小时，储能15分钟

自9号文发布后，四川作为全国第一批八个现货试点省，无疑是建设相对缓慢的

而上周的征求意见稿依然有很多问题没有明确，实际运行后状况可能也比较复杂，而四川的市场有哪些特色问题和挑战，我们一起来做个研究。

水电为主的市场如何交易

四川是第一批试点省中唯一一个水电为主的市场，也是全国水电装机第一大省（97GW），占全国水电装机的22.4%，2024年水电电量为3814亿度，占全国的1/3。四川水系丰富，有金沙江，大渡河等丰富的水能资源，天然适合水电的开发，尤其是川西高原地区（甘孜，阿坝，凉山）水能资源富集。

在这样的资源禀赋下，四川拥有40余座300MW以上的大型水电站，以及3900余座中小型水电站，85%以上的水电站为无调节能力的径流式电站。主要分布在金沙江，雅砻江，大渡河，岷江，嘉陵江流域。我们之前也就金沙江的水电进行过研究。

虽然水电也是看天吃饭，但和风光更加单纯的随机性不同，四川的交易面临以下几个问题：

明显的丰枯分期，和云南一样，四川的丰枯分期非常明显，我们可以把水电的出力曲线想象成一个跨越一年的光伏曲线，那么自然可以联想到和高比例光伏装机的山东市场类似，在中午的时候（丰水期比喻）大概率是地板价，在早晚高峰（枯水期比喻）大概率会是高价。

四川过去3年水电上网电量与2025年年度集中竞价分月价格

实际上也确实如此，以2025年年度集中竞价的价格为例，在丰水期价格明显低于枯水期。在现货运行后，部分节点可能会出现很长时间的地板价。以当前四川本地的用电侧实际体验看，即使是只有中长期，也需要用丰水期的盈利去弥补枯水期的亏损。

外送与本地的处理，四川和云南一样，都是西电东送的重要送端。2024年水电外送1389亿度。

因此，也一定程度造成了当丰水期非预期枯水时，本地市场化电量也会非预期骤降，以2022夏季四川限电为例，高温，枯水与断面阻塞等因素多重叠加，为了保障外送协议的履约，导致四川本地较大规模限电。如何防止这种电量骤降带来价格骤升风险，是交易需要考虑的因素。

四川主要送出通道

影子价格与梯级联动，和风光不一样的是，所有水电都会面临梯级联动与补偿的问题，举个简单例子，上游水电报价¥400/MWh，报量1MWh，下游水电报价¥0/MWh，报量1MWh，最后以¥100/MWh出清下游水电1MWh，上游水电0出清。

如果上游因此选择蓄水，那么会导致下游也无水可发，而如果让上游被迫以¥100/MWh放1MWh的水，下游实际上受益了，理论上应对上游有所补偿。在这个案例中，影子价格对下游带来的收益是¥100，而从这个案例也可以看到，虽然应该对上游补偿，但具体如何补偿，难以计算。

征求意见稿尚未提出类似机制，而在四川隔壁的「南方区域电力现货市场2025年5月结算试运行实施方案」中提到，测试梯级水电上下游电厂低价调用补偿机制。针对水电厂因水位达界造成其上下游电厂低价调用的情况，通过约束影子价格计算梯级水位达界引起的应补偿电费，测算上下游匹配出清发电部分回收补偿规模。本次结算试运行期间不开展实际结算

取决于本次南方区域现货市场的测试情况，也可供四川水电交易参考。如果最终落地，那么结合现货价格和影子价格的预测，以及蓄水动作与报价的联合优化将变为非常复杂的数学问题。

来水预测，尽管和风光一样，来水量决定发电量，但来水预测和发电量的预测却不像风光那么直接，降水预测→来水预测→发电预测的链路我们在前文（洞察 | 金沙江，一条影响浙江与广东电价的江）有所阐述，本文补充单站的来水预测还需要考虑上游的蓄水决策。
以雅砻江的锦屏一级（上游），官地（中游）与二滩（下游，与金沙江汇流）三个水电站为例：

• 上游出库流量=上游来水量-蓄水量
• 中游入库流量=上游出库流量+九龙河径流量
• 下游入库流量=中游出库流量+二滩水库以西径流量

       不过三个站同属于雅砻江集团，可梯级联动优化，否则可能面临更加复杂的来水预测问题与梯级博弈，例如大渡河流域大唐的长河坝水电站，其上游为国电大渡河猴子岩水电站。

       新能源资源与断面

去过成都的朋友都能感受到成都的天气基本是无风无光，而往隔壁川西高原自驾一开就发现蓝天白云大雪山的壮美；没去过成都的也一定听说过成都人民一出太阳都要集体发朋友圈的不可理解的行为。

四川盆地常年高比例云覆盖，也因为处于盆地，风资源也差，而成都，重庆等大城市与负荷中心基本都位于四川盆地。但四川市场并不只有四川盆地，还有甘孜，阿坝，凉山构成的川西高原，气候与四川盆地迥异。大多数水能资源集中在川西高原（平原落差小），同时，无论是风资源还是光资源，川西高原都显著优于四川盆地，这不仅是风光资源的断面，同时也是经济发展的断面和电力系统的断面。

受地形，气候等自然条件影响，修建高原输电线路的成本显著高于平原地区，不过投资并不是主要影响因素，还考虑各电站，各地方政府之前的博弈，较为复杂。

因此，造成了一个明显的问题是新能源与水电集中的地方，受限于通道容量无法送出造成限电，特别是在丰水期。西电东送的外送量都可能需要弃电，康甘断面和攀西断面尤其严重，基本需要靠协调或抢指标来争取省间现货和中长期外送的发电权。

断面可能也会存在特殊规则，以500KV乡水断面为例，断面持续受阻时，优先跨省跨区送出电量，优先电量以外可利用通道容量的90%优先给2023年5月1日以前的并网电源，剩余10%给2023年5月1日以后并网电源。

为了防止新能源虚报电量，会将功率预测偏差15%以上的电量作为惩罚电量在次日扣减。以上两个案例可以看出断面影响带来的断面特色规则。现货长期运行后，可能会像蒙西的呼包东与呼包西，甘肃的河东河西一样，分出长期不同的价格区。

2022年四川限电事件后，大量线路开始建设和投运，阻塞虽然仍然存在，但已经缓解很多。

目前，四川特色交易批次「弃水电量消纳」仅针对甘孜，攀枝花，雅安，乐山，凉山，阿坝，自贡等7个地级区的用电侧，不含负荷中心成都，形成的价格可能作为价格区的参考。目前该批次价格略高于月度中长期2～3厘，但由于参与水电消纳，该部分到户价有输配等费用的减免，用户侧实际价格更低。

现行保障与入市政策

水电：136号文与水电无关，因此可不考虑136号文影响。显然，在水电绝对占比的市场，如果水电自己不入市，那么价格很难形成。

根据2025年的优发优购与市场化交易安排，水电的优发优购电量为552亿度，占水电年度预计电量2050亿度的比例为27%，这部分电量分5-10月丰水，与1-4月+11-12月枯水按不同的比例拆分到月，每个站的月度比例都不一样，与径流式与库容式的调节能力与所在梯级位置都有关系。

新投产的径流式水电站同时具有优先电量缩减机制，每年比老径流式电站增加缩减60小时（即22，23，24年投产机组分别比老径流式低60小时，120小时，180小时）。

电价部分根据径流式，季调节与年调节三个类型，基准电价分别为¥297.4/MWh，¥338/MWh，¥376.6/MWh，这个基准价格再进一步根据丰平枯三期，在枯水期上浮24.5%，在丰水期下浮24%，总共9个水电基准电价。不过，不同的电站完全可能有自己的批复价格而不参考基准电价，特别是2014年前投产的多采用独立定价。

以上是目前水电约27%的优发优购电量规则，其余电量全部进入市场进行交易，目前只有中长期市场与省间现货。与云南不同的是，四川不单独区分「西电东送框架协议」电量。

此外，由于成都平原与川西高原经济发展不均衡，根据「国家发改委关于四川省藏区留存电量和电价管理办法的批复」与「四川省三州留存电量分配原则」两个文件，三州地区（甘孜，阿坝，凉山）水电站定量定价均摊留存电量，以2023年甘孜州为例，共计50个水电站均摊26.6亿的留州电量，这部分电量非常特殊，既不属于「市场化电量」，也不属于「优先电量」，属于特殊的「留州电量」，优先级仅次于优先电量。

抽水蓄能目前接受电网统一调度。

新能源：2025年风电保障400小时（丰水期180小时，枯水期220小时），保障价格为标杆电价¥401.2/MWh；光伏保障300小时（丰水期130小时，枯水期170小时），保障价格为¥450/MWh。根据136号文精神，猜测存量项目将延续风电400小时与光伏300小时机制电量，增量项目的机制电量规模可能与此类似。

除优先电量外的所有电量参与目前的中长期交易，交易均价枯水期较高，丰水期较低，但基本都低于标杆电价。

独立储能：目前未进入现货市场与辅助服务市场时，独立储能需要充放电按调度计划执行，进入现货市场后，以「报量报价」方式参与市场，按市场规则执行。根据目前现行政策，纳入省级示范的独立储能电站年调用次数不低于250次。

挑战重重

由于以上提到的两点主要原因，

• 第一是水电为主，丰枯分期，导致新能源，售电等其它主体的价格也丰枯分期，让目前交易复杂化；

• 第二是断面显著，导致现货运行需要与目前现行的断面特色规则，弃水电量消纳与留州电量优惠规则等现行安排的融合，变得更加复杂；

• 第三，本文没有展开的，是各种地方电网的协同，例如上市公司「西昌电力」，既是电网，又是售电公司，同时还有自营发电站，类似地方电网如何与全省未来现货市场衔接，内部价格会如何形成，都是值得关注的问题；

以上，都是四川复杂问题的冰山一角。从交易技术上看，和山东，蒙西等相对单纯的市场比，四川的现货价格预测与交易策略至少需要额外考虑以下内容：

• 来水预测与梯级水位安排

• 水电的竞价空间

• 断面的新能源出力预测

不过，四川作为首批现货试点中唯一一个以水电为主的区域，依据发改委394号文要求，需要在2025年年底前进入连续结算试运行，基于上述原因，现货运行状况相比其它区域可能更加复杂，四川主体在现货市场如何交易，现在即可开始做一些准备工作。