中國儲能網(wǎng)訊：上周，四川發(fā)布了「四川電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案（征求意見稿）」，總結(jié)7條重點如下：
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省調(diào)水電，燃煤與集中式新能源均「報量報價」
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網(wǎng)調(diào)電源省內(nèi)全額消納的「報量報價」，非全額的網(wǎng)調(diào)統(tǒng)籌
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分布式光伏具備四可的「報量報價」，不具備的被動接受現(xiàn)貨價格
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用戶側(cè)「不報量不報價」，虛擬電廠自選「報量報價」或「報量不報價」
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燃氣，生物質(zhì)，保供電源不參與
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日前市場僅預(yù)出清，不實際結(jié)算；下限為￥0，上限未明確；限價不分豐平枯
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初期采用系統(tǒng)邊際電價，適時過渡到節(jié)點電價；發(fā)用兩側(cè)結(jié)算均為1小時，儲能15分鐘
自9號文發(fā)布后，四川作為全國第一批八個現(xiàn)貨試點省，無疑是建設(shè)相對緩慢的
而上周的征求意見稿依然有很多問題沒有明確，實際運行后狀況可能也比較復(fù)雜，而四川的市場有哪些特色問題和挑戰(zhàn)，我們一起來做個研究。
水電為主的市場如何交易
四川是第一批試點省中唯一一個水電為主的市場，也是全國水電裝機第一大省（97GW），占全國水電裝機的22.4%，2024年水電電量為3814億度，占全國的1/3。四川水系豐富，有金沙江，大渡河等豐富的水能資源，天然適合水電的開發(fā)，尤其是川西高原地區(qū)（甘孜，阿壩，涼山）水能資源富集。
在這樣的資源稟賦下，四川擁有40余座300MW以上的大型水電站，以及3900余座中小型水電站，85%以上的水電站為無調(diào)節(jié)能力的徑流式電站。主要分布在金沙江，雅礱江，大渡河，岷江，嘉陵江流域。我們之前也就金沙江的水電進行過研究。
雖然水電也是看天吃飯，但和風(fēng)光更加單純的隨機性不同，四川的交易面臨以下幾個問題：
明顯的豐枯分期，和云南一樣，四川的豐枯分期非常明顯，我們可以把水電的出力曲線想象成一個跨越一年的光伏曲線，那么自然可以聯(lián)想到和高比例光伏裝機的山東市場類似，在中午的時候（豐水期比喻）大概率是地板價，在早晚高峰（枯水期比喻）大概率會是高價。
四川過去3年水電上網(wǎng)電量與2025年年度集中競價分月價格
實際上也確實如此，以2025年年度集中競價的價格為例，在豐水期價格明顯低于枯水期。在現(xiàn)貨運行后，部分節(jié)點可能會出現(xiàn)很長時間的地板價。以當(dāng)前四川本地的用電側(cè)實際體驗看，即使是只有中長期，也需要用豐水期的盈利去彌補枯水期的虧損。
外送與本地的處理，四川和云南一樣，都是西電東送的重要送端。2024年水電外送1389億度。
因此，也一定程度造成了當(dāng)豐水期非預(yù)期枯水時，本地市場化電量也會非預(yù)期驟降，以2022夏季四川限電為例，高溫，枯水與斷面阻塞等因素多重疊加，為了保障外送協(xié)議的履約，導(dǎo)致四川本地較大規(guī)模限電。如何防止這種電量驟降帶來價格驟升風(fēng)險，是交易需要考慮的因素。
四川主要送出通道
影子價格與梯級聯(lián)動，和風(fēng)光不一樣的是，所有水電都會面臨梯級聯(lián)動與補償?shù)膯栴}，舉個簡單例子，上游水電報價￥400/MWh，報量1MWh，下游水電報價￥0/MWh，報量1MWh，最后以￥100/MWh出清下游水電1MWh，上游水電0出清。
如果上游因此選擇蓄水，那么會導(dǎo)致下游也無水可發(fā)，而如果讓上游被迫以￥100/MWh放1MWh的水，下游實際上受益了，理論上應(yīng)對上游有所補償。在這個案例中，影子價格對下游帶來的收益是￥100，而從這個案例也可以看到，雖然應(yīng)該對上游補償，但具體如何補償，難以計算。
征求意見稿尚未提出類似機制，而在四川隔壁的「南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場2025年5月結(jié)算試運行實施方案」中提到，測試梯級水電上下游電廠低價調(diào)用補償機制。針對水電廠因水位達界造成其上下游電廠低價調(diào)用的情況，通過約束影子價格計算梯級水位達界引起的應(yīng)補償電費，測算上下游匹配出清發(fā)電部分回收補償規(guī)模。本次結(jié)算試運行期間不開展實際結(jié)算
取決于本次南方區(qū)域現(xiàn)貨市場的測試情況，也可供四川水電交易參考。如果最終落地，那么結(jié)合現(xiàn)貨價格和影子價格的預(yù)測，以及蓄水動作與報價的聯(lián)合優(yōu)化將變?yōu)榉浅?fù)雜的數(shù)學(xué)問題。
來水預(yù)測，盡管和風(fēng)光一樣，來水量決定發(fā)電量，但來水預(yù)測和發(fā)電量的預(yù)測卻不像風(fēng)光那么直接，降水預(yù)測→來水預(yù)測→發(fā)電預(yù)測的鏈路我們在前文（洞察 | 金沙江，一條影響浙江與廣東電價的江）有所闡述，本文補充單站的來水預(yù)測還需要考慮上游的蓄水決策。
以雅礱江的錦屏一級（上游），官地（中游）與二灘（下游，與金沙江匯流）三個水電站為例：
- 上游出庫流量=上游來水量-蓄水量
- 中游入庫流量=上游出庫流量+九龍河徑流量
- 下游入庫流量=中游出庫流量+二灘水庫以西徑流量
不過三個站同屬于雅礱江集團，可梯級聯(lián)動優(yōu)化，否則可能面臨更加復(fù)雜的來水預(yù)測問題與梯級博弈，例如大渡河流域大唐的長河壩水電站，其上游為國電大渡河猴子巖水電站。
新能源資源與斷面
去過成都的朋友都能感受到成都的天氣基本是無風(fēng)無光，而往隔壁川西高原自駕一開就發(fā)現(xiàn)藍天白云大雪山的壯美；沒去過成都的也一定聽說過成都人民一出太陽都要集體發(fā)朋友圈的不可理解的行為。
四川盆地常年高比例云覆蓋，也因為處于盆地，風(fēng)資源也差，而成都，重慶等大城市與負荷中心基本都位于四川盆地。但四川市場并不只有四川盆地，還有甘孜，阿壩，涼山構(gòu)成的川西高原，氣候與四川盆地迥異。大多數(shù)水能資源集中在川西高原（平原落差小），同時，無論是風(fēng)資源還是光資源，川西高原都顯著優(yōu)于四川盆地，這不僅是風(fēng)光資源的斷面，同時也是經(jīng)濟發(fā)展的斷面和電力系統(tǒng)的斷面。
受地形，氣候等自然條件影響，修建高原輸電線路的成本顯著高于平原地區(qū)，不過投資并不是主要影響因素，還考慮各電站，各地方政府之前的博弈，較為復(fù)雜。
因此，造成了一個明顯的問題是新能源與水電集中的地方，受限于通道容量無法送出造成限電，特別是在豐水期。西電東送的外送量都可能需要棄電，康甘斷面和攀西斷面尤其嚴重，基本需要靠協(xié)調(diào)或搶指標來爭取省間現(xiàn)貨和中長期外送的發(fā)電權(quán)。
斷面可能也會存在特殊規(guī)則，以500KV鄉(xiāng)水?dāng)嗝鏋槔?，斷面持續(xù)受阻時，優(yōu)先跨省跨區(qū)送出電量，優(yōu)先電量以外可利用通道容量的90%優(yōu)先給2023年5月1日以前的并網(wǎng)電源，剩余10%給2023年5月1日以后并網(wǎng)電源。
為了防止新能源虛報電量，會將功率預(yù)測偏差15%以上的電量作為懲罰電量在次日扣減。以上兩個案例可以看出斷面影響帶來的斷面特色規(guī)則?，F(xiàn)貨長期運行后，可能會像蒙西的呼包東與呼包西，甘肅的河?xùn)|河西一樣，分出長期不同的價格區(qū)。
2022年四川限電事件后，大量線路開始建設(shè)和投運，阻塞雖然仍然存在，但已經(jīng)緩解很多。
目前，四川特色交易批次「棄水電量消納」僅針對甘孜，攀枝花，雅安，樂山，涼山，阿壩，自貢等7個地級區(qū)的用電側(cè)，不含負荷中心成都，形成的價格可能作為價格區(qū)的參考。目前該批次價格略高于月度中長期2～3厘，但由于參與水電消納，該部分到戶價有輸配等費用的減免，用戶側(cè)實際價格更低。
現(xiàn)行保障與入市政策
水電：136號文與水電無關(guān)，因此可不考慮136號文影響。顯然，在水電絕對占比的市場，如果水電自己不入市，那么價格很難形成。
根據(jù)2025年的優(yōu)發(fā)優(yōu)購與市場化交易安排，水電的優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量為552億度，占水電年度預(yù)計電量2050億度的比例為27%，這部分電量分5-10月豐水，與1-4月+11-12月枯水按不同的比例拆分到月，每個站的月度比例都不一樣，與徑流式與庫容式的調(diào)節(jié)能力與所在梯級位置都有關(guān)系。
新投產(chǎn)的徑流式水電站同時具有優(yōu)先電量縮減機制，每年比老徑流式電站增加縮減60小時（即22，23，24年投產(chǎn)機組分別比老徑流式低60小時，120小時，180小時）。
電價部分根據(jù)徑流式，季調(diào)節(jié)與年調(diào)節(jié)三個類型，基準電價分別為￥297.4/MWh，￥338/MWh，￥376.6/MWh，這個基準價格再進一步根據(jù)豐平枯三期，在枯水期上浮24.5%，在豐水期下浮24%，總共9個水電基準電價。不過，不同的電站完全可能有自己的批復(fù)價格而不參考基準電價，特別是2014年前投產(chǎn)的多采用獨立定價。
以上是目前水電約27%的優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量規(guī)則，其余電量全部進入市場進行交易，目前只有中長期市場與省間現(xiàn)貨。與云南不同的是，四川不單獨區(qū)分「西電東送框架協(xié)議」電量。
此外，由于成都平原與川西高原經(jīng)濟發(fā)展不均衡，根據(jù)「國家發(fā)改委關(guān)于四川省藏區(qū)留存電量和電價管理辦法的批復(fù)」與「四川省三州留存電量分配原則」兩個文件，三州地區(qū)（甘孜，阿壩，涼山）水電站定量定價均攤留存電量，以2023年甘孜州為例，共計50個水電站均攤26.6億的留州電量，這部分電量非常特殊，既不屬于「市場化電量」，也不屬于「優(yōu)先電量」，屬于特殊的「留州電量」，優(yōu)先級僅次于優(yōu)先電量。
抽水蓄能目前接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。
新能源：2025年風(fēng)電保障400小時（豐水期180小時，枯水期220小時），保障價格為標桿電價￥401.2/MWh；光伏保障300小時（豐水期130小時，枯水期170小時），保障價格為￥450/MWh。根據(jù)136號文精神，猜測存量項目將延續(xù)風(fēng)電400小時與光伏300小時機制電量，增量項目的機制電量規(guī)?？赡芘c此類似。
除優(yōu)先電量外的所有電量參與目前的中長期交易，交易均價枯水期較高，豐水期較低，但基本都低于標桿電價。
獨立儲能：目前未進入現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場時，獨立儲能需要充放電按調(diào)度計劃執(zhí)行，進入現(xiàn)貨市場后，以「報量報價」方式參與市場，按市場規(guī)則執(zhí)行。根據(jù)目前現(xiàn)行政策，納入省級示范的獨立儲能電站年調(diào)用次數(shù)不低于250次。
挑戰(zhàn)重重
由于以上提到的兩點主要原因，
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第一是水電為主，豐枯分期，導(dǎo)致新能源，售電等其它主體的價格也豐枯分期，讓目前交易復(fù)雜化；
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第二是斷面顯著，導(dǎo)致現(xiàn)貨運行需要與目前現(xiàn)行的斷面特色規(guī)則，棄水電量消納與留州電量優(yōu)惠規(guī)則等現(xiàn)行安排的融合，變得更加復(fù)雜；
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第三，本文沒有展開的，是各種地方電網(wǎng)的協(xié)同，例如上市公司「西昌電力」，既是電網(wǎng)，又是售電公司，同時還有自營發(fā)電站，類似地方電網(wǎng)如何與全省未來現(xiàn)貨市場銜接，內(nèi)部價格會如何形成，都是值得關(guān)注的問題；
以上，都是四川復(fù)雜問題的冰山一角。從交易技術(shù)上看，和山東，蒙西等相對單純的市場比，四川的現(xiàn)貨價格預(yù)測與交易策略至少需要額外考慮以下內(nèi)容：
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來水預(yù)測與梯級水位安排
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水電的競價空間
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斷面的新能源出力預(yù)測
不過，四川作為首批現(xiàn)貨試點中唯一一個以水電為主的區(qū)域，依據(jù)發(fā)改委394號文要求，需要在2025年年底前進入連續(xù)結(jié)算試運行，基于上述原因，現(xiàn)貨運行狀況相比其它區(qū)域可能更加復(fù)雜，四川主體在現(xiàn)貨市場如何交易，現(xiàn)在即可開始做一些準備工作。
