在经历了2024年的动荡之后，2025年四川电力市场政策发生了积极的转变，其中最为引人注目的变化是燃煤火电企业被允许进入市场，与水电及新能源企业同场参与交易。这一政策的实施标志着2024年非水电量上下调政策的彻底终止，并将在相当程度上缓解市场因供给结构失衡而给市场主体带来的价格波动风险。
（来源：微信公众号“硕电汇”作者：小硕团队）
然而，鉴于煤电企业较高的发电成本以及其在四川电力系统中所担负的顶峰兜底角色和职责，2025年的四川电力市场交易总体方案对其参与交易的规则与水电和新能源等市场主体进行了明确区分。主要体现在以下两个方面：
1.推行煤电政府授权合约机制，在四川电力市场首次实现了煤电与水电、新能源在同一平台竞争，进一步深化和体现煤电电价通过市场化的方式形成。该机制基于“准许成本加合理收益”的原则，并结合市场化交易，确定了煤电企业整体电价上限，2025年煤电政府授权合约价格为439.2元/兆瓦时。
2.煤电销售最终电价与市场年度及月度（月内）集中交易价格相联动，与煤电企业自身参与交易售出的合约均价相结合，形成煤电企业的最终销售电价和收入。简而言之，若煤电企业希望获得100%的政府授权合约电价标准，其自身销售的合约电价必须大于或等于年度以及月度月内集中交易价格。
2025年，在煤电政府授权合约机制的框架下，煤电企业参与四川电力市场年度中长期交易策略将涉及以下两个关键因素。
1.确保自身售价高于或接近集中交易价格 由于政府授权合约价格按照“准许成本加合理收益”原则确定，会结合电煤成本情况、煤电容量电价等确定，并且会伴随煤价适时调整。因此，在参与市场交易的过程中，煤电企业需要采取的合理策略是尽量使自身的最终电价等于政府授权的合约价格。受政府授权合约机制影响，煤电企业的市场销售电价相较于集中交易成交均价并无显著降价底层逻辑和动机，而保障煤电企业自身合理收益才是策略形成的重中之重。
2.保障市场价格稳定，充当行情稳定角色 考虑到煤电企业的收益相对固定，即最高不超过政府授权的合约价格，其主要关注点是自身合约价格与集中交易价格之间的价差，剧烈的市场价格波动将对其收益产生很大的风险，导致其最终结算电价极易低于政府授权合约价格，所以，保持市场价格一定程度的稳定是煤电企业参与市场的主要策略考量。
从多年四川电源上网情况来看，在以传统水电为主的丰水期，正常来水情况下，煤电的供给并不占据主导地位，其市场影响力不及水电，因此自身对市场平均价格产生显著影响较为困难。因此，煤电企业在年度交易前，对即将开展的年度交易供需形势与行情走势提前进行研判至关重要，而随着年度交易行情的起伏，审时度势并选择适时的出手时机是策略目标达成的关键。 而在枯水期，煤电的供给能力通常接近甚至超过水电，具备相当的市场力。目前来看，伴随2025年火电与水电、风光共同参与交易，为用电侧主体枯水期提供了多样化的购电渠道的同时，也使得相关主体对获取煤电的低价抱有更高的期待。 然而，一旦煤电企业采取低价策略，压低集中交易价格，尽管其市场力能够支撑其影响力，但剧烈波动的价格走势无疑会对煤电的最终电价产生利损。此外，一旦出现单边下行的市场行情，必将对其他发电主体的收益产生重大影响，不仅打破市场原有的拉锯状态，而且使煤电企业成为发电侧的“众矢之的”。在煤电企业与水电、新能源企业存在关联的情况下，这种策略还可能影响整个集团的利益。 不过，在年度售电量必须达到80%的规则约束下，煤电企业并不会在市场状况变得极端时才参与市场交易，而是在市场集中交易价格稳定后进行交易，从这个角度，其将起到稳定市场行情的作用。
目前来看，2025年煤电首次进入市场与水风光同台竞技，不论是从电量供给角度还是本身规则设计角度，都有望缓解四川电力市场因极端天气导致的剧烈行情波动，进而成为四川电力市场中长期价格走势的稳定因素。同时，由于政府授权合约电价机制的执行，伴随近期动力煤价格的下行，预计相较2024年，燃煤火电将释放近30亿元的市场红利，工商业电力用户电价将因此受益。此外，在全国电力现货市场如火如荼的背景下，也将为四川电力现货市场交易的平稳过渡打下坚实基础，让中长期合约真正成为对冲现货市场价格大幅波动的风险管理工具。【小硕观察、持续洞见】
