文章核心观点 - 国网昌吉供电公司通过科学规划、政企协同、流程优化和技术赋能，全力支撑新疆昌吉州（特别是木垒县）新能源基地建设，实现了新能源项目的高速并网和电网的坚强可靠，推动了当地新能源装机规模跃居全疆第一，为区域能源转型和经济发展做出了显著贡献 [1][2][3][4] 新能源发展规划与电网建设 - 昌吉州地处新疆十大风区和五大光区核心地带，风光资源得天独厚，为新能源发展提供了天然条件 [1] - 公司全力支撑全国首个县级“双千万千瓦”新能源基地在木垒县落地 [1] - “十四五”期间，滚动增补31项110千伏及以上电网项目纳入自治区电力发展规划 [2] - “十五五”规划了750千伏及以下电网项目共738项 [2] - “十四五”期间投运750千伏变电站3座、220千伏变电站2座，目标构建以9座750千伏变电站为支撑的坚强网架 [2] - 2025年计划投产新能源配套工程24项，占“十四五”规划总量的59% [2] 政企协同与项目推进机制 - 公司促请昌吉州政府高位推动，联合成立新能源配套电网工程建设领导小组，开通审批绿色通道，出台容缺开工政策 [1] - 建立新能源项目客户经理制，借助重点产业和用户力量共同跑办前期手续 [1] - 年内提速完成江头升压汇集站220千伏送出等34项新能源和重要用户配套电网工程前期工作 [1] - 成立以公司主要领导为组长的新能源送出工程建设领导小组，统筹施工人员与物资保障 [2] 并网服务优化与流程创新 - 将优化并网服务作为重中之重，以流程再造和协同发力为突破口，旨在让新能源项目“早并网、早发电” [2] - 推行“并联工作、限时办结”验收机制，完善“边建边验、无缝衔接”模式 [3] - 建立新能源“一场一册”管理体系，定期召开并网协调会 [3] - 深化企企联动，建立新能源并网“周管控、月推进”沟通协调机制，及时解决设备调试、手续办理等难点 [3] 技术保障与运行安全 - 组织新能源场站开展SVG等涉网性能参数评估优化 [3] - 推进29座新能源汇集站完善稳控次同步振荡监测及抑制功能 [3] - 2025年，对新并网的24座220千伏新能源汇集站进行远方巡检，整改问题89项 [3] - 严格落实新能源、储能并网技术要求 [3] 发展成果与效益 - 2025年，昌吉州新增新能源项目并网规模达1800万千瓦，位列全疆第一 [3] - 新能源累计装机规模超过3300万千瓦，占总装机容量的一半以上 [3] - 每年可生产超400亿千瓦时清洁电能，相当于节约标准煤1320万吨，减排二氧化碳3520万吨 [3]

公司经营业绩 - 截至1月9日，公司累计完成发电量超2亿千瓦时，达到2.1亿千瓦时，实现新年生产经营“开门红” [1] - 发电成果为区域电力安全稳定供应提供保障，并为地方经济发展注入动力 [1] 公司运营管理 - 面对冬季用电负荷攀升与能源保供考验，公司坚持“安全第一、预防为主、综合治理”方针，将安全生产置于首位 [1] - 公司深入开展隐患排查治理，严格落实安全生产责任制，持续加强运行监控与应急处置能力 [1] - 公司通过优化运行方式与合理安排检修计划，提升设备可靠性与发电效率，确保关键时刻“发得出、顶得上、稳得住” [1] 公司未来展望 - 公司将继续秉持“安全第一、效益优先”原则，持续抓好安全生产、极限控本与能源保供工作，为区域电力安全贡献力量 [1]

能源投资与基础设施 - 河南省能源项目投资连续3年超过千亿元，为民营经济发展提供坚实支撑 [1] - 省级500千伏骨干网架不断完善，天中、青豫直流送电能力持续提升，油气长输管道里程居中部第一，煤炭静态储备能力新增350万吨以上 [2] - 许昌能信煤电项目按期投运，信阳五岳抽水蓄能电站全面建成，疆电入豫第二通道加快谋划 [2] 能源结构转型与绿色能源发展 - 河南省可再生能源发电装机突破8800万千瓦，在总装机中占比超过50% [3] - 全省可再生能源发电量有望突破1400亿千瓦时，同比增长21%，绿电占比将接近40% [3] - 超过2500万千瓦的煤电机组完成低碳升级改造，有效降低煤耗和污染物排放 [3] - 正全力推动新能源与先进装备制造、未来产业深度融合，将绿色能源优势转化为绿色产业优势 [3] 新能源业态与前沿产业 - 全省已累计实施源网荷储一体化项目781个，项目建成后每年可促进绿电消纳168亿千瓦时 [4] - 预计全省新型储能装机将达到500万千瓦以上，民营资本在新型储能领域投资占比达25% [4][7] - 国内领先的大型氢液化装备、兆瓦级PEM电解水制氢项目已相继落地，推动氢能等前沿产业发展 [4] - 全面推进源网荷储一体化、新型储能等新业态，放开配电网投资、允许就近利用新能源等政策走在全国前列 [4] 民营资本参与度与市场格局 - 在光伏电站项目建设中，民营企业参与占比超过90%；在生物质发电领域，民营企业贡献了70%以上的力量 [7] - 在清洁高效煤电、风电等传统门槛较高领域，民营企业参与度达到20%；在油气长输管道领域，民营企业投资占比突破20% [7] - 在地热供暖领域民营企业投资占比超过80%，在充电桩领域占比超过70% [7] - 市场准入实现实质性突破，形成“国企引领、民企跟进、多元协同”的产业新格局 [7] 政策支持与营商环境优化 - 将风电、光伏、储能等项目打包整体申报，项目审批周期从3个多月压缩至1周，申报频次升级为“每月申报、成熟即上” [6] - 为电源项目接网开通“绿色通道”，普通高压用户办电环节不超过4个，低压用户仅需3个，低压小微企业精简至2个环节 [8] - 未实行“三零”服务的低压非居民、高压单电源、高压双电源用户，业务办理时间分别控制在5个、22个和32个工作日以内 [8] - 相继落地《河南省促进民营经济高质量发展行动计划》等政策，为能源领域民营经济注入强心剂 [5][6] 能源产业总体规模与影响 - 河南省发电总装机容量突破1.6亿千瓦，可再生能源发电量超过1000亿千瓦时 [1] - 能源要素保障服务成效显著，为全省经济社会发展注入强劲动力 [1] - 能源产业通过强化要素保障、优化供给结构、深化改革，支撑民营经济高质量发展 [2]

《电力中长期市场基本规则》核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发新修订的《电力中长期市场基本规则》，将于2026年3月1日起正式施行 [2] - 该规则是全国统一电力市场基础规则体系的主干支撑，基于“中长期+现货+辅助服务”一体化设计理念，对电力中长期交易全流程进行系统性规范 [2] - 规则旨在回应新能源大规模接入、新型主体蓬勃发展等市场需求，为各级电力中长期合同签约履约提供行动指南 [2] 市场模式转型升级 - 规则推动电力中长期市场从“传统发用主体、以年度月度为主线、依赖定期开市”模式，向“多元化新主体、交易周期远近延伸、全面常态开市”模式进阶转型 [3] - 明确虚拟电厂等新型主体以聚合单元参与交易，并需区分不同地理位置分散资源的各时段上下网电量，以体现电力时间与空间价值 [3] - 提出覆盖“数年+年度+月度+月内”全时间周期交易，向远期引入多年期购电协议，向短期实现按日连续开市 [3] - 要求中长期市场与现货市场有效衔接，并强化跨省跨区与省内交易的联通协同 [3] 市场化定价与风险防控机制 - 除政府定价电量外，所有交易价格均通过市场主体充分竞争形成，第三方不得干预 [4] - 中长期交易合同电价可约定固定价格，或约定随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制 [4] - 要求各地设置价格上下限以防范市场操纵和恶性竞争 [4] - 系统梳理了电力供需失衡、市场价格异常波动等六大主要风险类别，要求建立风险预警与应急预案 [5] - 当市场出现紧急风险时，允许运营机构依规采取措施，并在3日内提交报告并披露信息，形成“监测—预警—处置—披露”的闭环管理机制 [5] 地方落实与市场建设要求 - 要求各省（区、市）于2026年3月1日前完成地方实施细则备案，并建立动态调整机制 [6] - 电力交易平台需遵循“统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范”的要求 [6] - 需强化市场运营基础保障能力，加强核心岗位运营值守，满足按日连续运营要求 [6] - 应推进注册信息互认，实现经营主体“一地注册、全国共享”以降低交易成本 [6] - 强调跨省跨区交易与省内交易相互耦合，要求地方细则与跨省跨区规则在市场运营、经济责任、价格机制方面做好衔接 [6] - 应加快建立健全市场运营监测和风险防控体系，聚焦价格操纵、串谋报价、恶意违约等典型违规行为 [7] - 需建设智能化异常交易甄别与实时提示系统，并建立健全市场争议处理机制及主体权益申诉平台 [7]

文章核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》是对2020年版规则的一次系统性优化 旨在通过优化制度框架、强化跨省区协同、深化现货衔接、适配新能源入市和赋能新型主体 推动全国统一电力市场建设 并对市场运行逻辑和主体参与模式产生深远影响 [2] 优化整体框架：从“交易”到“市场” - 拓宽覆盖范围 将规则名称从“电力中长期交易基本规则”修改为“电力中长期市场基本规则” 明确覆盖注册、交易、执行、结算、信息披露、风险防控全链条市场环节 [3] - 强化规则整合和体系衔接 删除与其他基本规则重复的细节条款 引用市场注册、计量结算、信息披露等基本规则 并将2024年绿电交易专章内容融入相关章节 [3] - 新增“市场技术支持系统”章节 以适配全国统一电力市场建设与多元主体参与要求 统一的技术支持系统是打破省间数据壁垒、实现“一地注册、全国共享”的核心载体 [3] 立足全国统一：强化跨省区协同 - 统一市场布局以优化全国电力资源配置 明确跨经营区交易由北京和广州电力交易中心联合组织 鼓励跨省跨区交易与省内交易联合组织 推动省间市场深度融合 [4] - 依托统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范的市场技术支持系统 实现经营主体“一地注册、全国共享” 各交易平台注册信息互通互认 降低经营主体的交易成本与时间成本 [4] 深化现货衔接：优化结算机制与价格形成 - 在交易时序、交易出清、市场结算等方面对齐现货市场要求 以实现中长期与现货市场高效衔接 [5] - 创新结算机制 电力中长期市场结算参考点价格可以由日前或实时市场出清价格确定 可采用差价或差量结算方式 并推动较短周期交易限价与现货交易限价贴近 [5] - 优化分时电价 明确对直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段 由市场自主形成以反映不同时段电力供需 [5] 适配新能源入市：完善交易机制，凸显绿色价值 - 支持新能源发电企业通过灵活连续交易调整合同电量 以应对其间歇性、波动性特点及出力预测偏差 [6] - 明确绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成 且绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费等计算 规范结算方式及绿证核发划转流程 [6] - 鼓励经营主体参与数年绿电交易 探索其常态化开市机制 支持新能源企业签订长周期绿电合同以提供长期可靠现金流和稳定长期消纳空间 [6] 赋能新型主体：激活系统调节潜力 - 将新型经营主体纳入电力市场经营主体范畴 系统界定其身份属性 [7] - 规定分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同参与市场 明确虚拟电厂等新型主体交易申报限额确定方式 [7] - 要求虚拟电厂等资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算 保障其合法权益 [7] 地方实践：云南推动规则落地 - 完成省内规则体系修编 修订完善并印发省内配套细则 在交易时序衔接、结算流程优化等方面与国家规则保持高度一致 [8] - 创新不同成本电源同台竞价机制 取消燃煤发电独立电能量市场 推动水电、火电、风电、光伏等各类电源在中长期市场同台竞价 [8] - 培育新型经营主体 优化储能参与市场机制 印发虚拟电厂参与电力市场规则 明确其聚合分散资源参与市场全流程细节 [8]

深领会、强落实 赋能统一市场建成 ——《电力中长期市场基本规则》解读 陕西电力交易中心有限公司董事长 李鹏 相关阅读 两部门发布《电力中长期市场基本规则》 不再人为规定分时电价水平和时段！ 电力中长期市场，作为我国电力体制改革的关键支柱与核心载体，依托统一的制度体系及与现货市场协 同运作的方式，构筑了相较于国外电力市场的鲜明特色与突出优势。2025年12月，国家发展改革委、国 家能源局联合印发新修订的《电力中长期市场基本规则》（以下简称《基本规则》），并将于2026年3 月1日起正式施行。作为全国统一电力市场基础规则体系的主干支撑，《基本规则》在总结前期市场实 践经验的基础上，立足"中长期+现货+辅助服务"一体化设计理念，对电力中长期交易的全流程进行了 系统性规范，从制度层面上主动回应了新能源大规模接入、新型主体蓬勃发展等与市场的适配需求，也 为各级层面做好电力中长期合同签约履约工作提供了清晰可循的行动指南。深刻领会《基本规则》的精 神内涵、精准把握地方落实的路径要求，并且不折不扣贯彻执行，对于优化省级市场交易机制、服务支 撑全国统一电力市场建设，具有极为重要的现实意义。 一、"深领会"：推动电力中长期市场全 ...

文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》作为电力市场化改革的顶层设计文件，旨在通过市场化机制重构、新型主体融合、跨区域协同和风险防控，推动电力用户从“被动用电”向“主动参与”转型，为构建全国统一电力市场和新型电力系统提供制度基石 [2] - 该规则本质上是利用市场化机制重构用户与电力市场的关系，引导用户加快适应“市场化、灵活化、绿色化”的用电环境，从而在改革中获得更多收益并助力实现“双碳”目标 [7] 强化市场稳定作用 - 电力中长期市场是电力系统的“稳定器”，通过多年期、年度、月度等长周期交易锁定电力供需与价格，规避短期价格波动风险 [3] - 规则明确鼓励开展多年期购电协议（PPA），并推动月内交易按日连续开市，通过延长交易周期、缩短交易频次，为供用双方锁定长期用电计划与成本，避免因短期供需失衡导致电价大幅波动 [3] - 这种长期锁定机制进一步推动了电力供需的长期平衡与价格稳定，是用市场化方式替代行政干预的有效措施 [3] 优化电力资源配置与市场建设 - 规则明确电力交易平台应实现“统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范”，以支撑全国统一电力市场数据信息的纵向贯通与横向互联 [4] - 通过跨省跨区交易机制打破省间壁垒，促进电力资源从资源富集区向负荷中心大范围优化配置，解决“能源分布不均”与“负荷需求集中”的矛盾 [4] - 规则通过“交易时序衔接”、“价格机制联动”、“结算参考点统一”等方式，实现中长期交易与现货市场的无缝衔接，其中中长期采用“带曲线签约”模式与现货市场的“分时结算”机制对接，让市场机制覆盖从长期到短期的全时间尺度，提高系统运行效率与风险抵御能力 [4] 促进新型主体融合与绿色转型 - 为适应新能源高比例增长，规则通过明确主体权责与创新交易方式，将新型主体纳入中长期市场，并解决其“规模小、分散化”的问题 [5] - 规则要求“绿电交易实现环境价值可追踪溯源”，为风电、光伏等新能源提供“绿色电力证书”，提升其市场吸引力，并将“绿色电力交易”纳入中长期市场 [5] - 这些措施支持用户通过中长期合同、跨省跨区绿电交易购买绿色电力并获得“绿证”，有助于满足企业碳足迹核算与可持续发展需求，助力用户实现“双碳”目标 [5] 健全市场风险防控体系 - 规则通过“分类分级防控”和“事前预警－事中防范－事后处置”三防体系，实现对风险的全流程管理 [6] - 风险防控采取三重机制：第一道防线“安全校核”要求电力调度机构对交易结果进行安全验证，避免交易过度导致电网拥堵；第二道防线“偏差考核”对实际用电量与合同约定电量的偏差进行考核，激励用户准确预测需求；第三道防线“信用风险防控”要求市场主体如实提供信息，并建立结合履约行为的全方位“信用评价机制” [6] - 该体系旨在为发电企业、用户、新型主体等多元主体提供“可预期、可容错、可恢复”的制度环境，保障市场稳健运行 [6] 推动用户行为与市场关系转变 - 规则旨在推动电力用户从“被动接受价格”到“主动参与交易”，从“传统用电”到“绿色用电”的转变 [7] - 这种转变不仅有助于降低用户用电成本，更能激活用户侧的调节潜力，从而支撑新型电力系统的构建 [7]

文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》是电力市场体系建设进入全面深化新阶段的标志性文件，自2026年3月1日起施行，有效期5年，旨在为电力市场中长期交易绘制清晰蓝图 [2] 体系性重构 - 规则名称从“交易基本规则”变为“市场基本规则”，内涵发生质变，从侧重具体交易操作转向构建完整的市场生态体系 [3] - 新规则新增“市场成员”、“风险防控及争议处理”、“法律责任”等独立章节，涵盖市场主体、交易标的、价格机制、运营监控、风险处置等市场全要素 [4] 概念创新与主体定义 - 首次明确定义“新型经营主体”，包括虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、分布式光伏、储能等 [5] - 详细规定了新型经营主体的权利与义务，并明确资源聚合类主体如何参与绿电交易，为其扫清制度障碍 [6] 绿色电力交易机制 - 将绿色电力交易作为核心交易品种完全融入主体规则，结束了其“体外循环”状态 [7] - 实现绿电交易与常规中长期交易在价格机制、合同管理、结算规则等方面的全面并轨和一体化设计 [8] 市场运营技术基础 - 强调“按日连续开市”，明确要求交易平台满足“按日连续运营要求” [9] - 推动“统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范”，实现“一地注册、全国共享” [10] 售电公司转型 - 新规则下，电力价格在时间维度上的波动性将显著增加，要求售电公司具备更强的负荷预测、价格预测和风险管理能力，从“贸易商”转向专业服务商 [11] - 规则为售电公司开展绿电代理业务提供清晰依据，使其能够将绿色环境价值打包进零售套餐，提供综合能源解决方案 [12] - 虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体被正式纳入市场，与传统售电公司在用户侧资源整合上形成竞争 [13] - 新规则强化风险防控和法律责任，售电公司需提交履约保函，并对其代理用户的偏差承担经济责任 [14] 电力用户权责变化 - 规则允许暂未直接参与市场的电力用户在次月选择直接参加批发市场或零售市场，给予用户更大灵活性 [15] - 用户可以通过售电公司或直接参与市场，选择购买常规电力、绿色电力、多年期合约、分时段合约等多样化产品 [16] - 规则确保绿电交易可追踪溯源，降低了企业的绿色消费门槛和合规成本，助力其ESG战略 [17] - 规则鼓励用户侧资源参与市场，用户可通过安装储能、参与需求侧响应等方式，将负荷灵活性转化为经济效益 [18] 对市场长远发展的意义 - 通过统一规则、标准和技术平台，破除跨省跨区交易壁垒，为能源资源全国优化配置提供制度保障 [19] - 将绿电交易深度内嵌于市场核心机制，为风电、光伏等新能源的持续健康发展创造稳定市场环境 [19] - 引入新型经营主体和连续交易机制，激发负荷侧和分布式资源的灵活性潜力，增强电网应对波动能力 [19] - 清晰的市场边界、完善的治理结构和有效的风险防控，将催生更多元的商业模式和服务 [19]

公司成立与股权结构 - 陕西陕皖能源有限公司于2025年12月27日在陕西省延安市成立，注册资本为50亿元（500,000万元），公司类型为国有控股有限责任公司 [1][2] - 公司由三家央国企合资成立：大唐陕西发电有限公司（大唐集团二级全资子公司）与陕西延长石油矿业有限责任公司（延长石油二级全资子公司）各出资17亿元，持股34%；延安皖能电力有限公司（皖能集团控股子公司）出资16亿元，持股32% [2][3] 业务经营范围 - 公司一般经营项目涵盖热力生产和供应、储能技术服务、碳减排/转化/捕捉/封存技术研发、节能管理服务、工程管理服务以及煤炭及制品销售 [1] - 公司许可经营项目包括发电业务、输电业务、供（配）电业务以及供电业务，需经相关部门批准后方可开展 [1] 行业与股东背景 - 公司所属行业为电力、热力生产和供应业，其股东均为大型能源领域国有企业，包括中国大唐集团、陕西延长石油（集团）以及安徽省能源集团 [1][2]

核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在通过市场化改革提升电力资源配置效率，为全国统一电力市场建设提供关键制度支撑 [1] 从“统一定价”到“自主灵活” - 《规则》规定，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段 [2] - 改革前，政府统一设定分时电价，交易安排高度刚性，价格信号难以及时反映真实供需变化，行政设定的高、低价时段与市场运行脱节，整体市场配置效率偏低 [2] - 改革后，电力用户与发电企业可根据自身用电曲线和出力特性，通过市场协商确定峰、平、谷时段划分及相应价格水平，使价格信号更真实、及时地反映电力系统供需状况 [2][3] 从“定期囤菜”到“按需鲜供” - 《规则》明确电力中长期交易按执行周期分为数年、年度、月度、月内等不同交割周期，并要求数年、年度、月度交易应定期开市，月内交易原则上按日连续开市 [4] - 改革前，交易侧重于年度和月度交易，类似“定期赶大集”，用户在交易周期之间缺乏灵活调整渠道，需转向当天市场并承担更大价格波动风险 [4][5] - 改革后，月内交易实现“日常补货”，允许买卖双方根据最新需求和供应状况随时调整成交，推动交易机制从“提前囤货式安排”向“按需鲜供式配置”转变 [5] - 此变化提升了交易灵活性，并为高比例新能源接入创造了制度条件，其短周期、高频次、可连续调整的特性有助于平抑风电、光伏出力的波动，支撑新型电力系统稳定运行 [5] 从“价差套利”到“逐步衔接” - 《规则》提出逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [6] - 改革前，中长期交易与现货交易执行两套不同的最高限价，催生了“价差套利”模式，例如批发限价2元/斤而零售限价5元/斤，吸引了大量资金进行金融套利，导致价格信号扭曲 [6] - 改革后，将逐步调整月内批发最高限价向零售最高限价靠拢，例如从2元/斤逐步提高至4.5元/斤，缩小价差 [7] - 价差缩小使中长期合同真正承担起提前发现价格、稳定预期的功能，发电企业敢提前规划投资，用电企业更愿提前锁定采购量，形成一套在时间维度上可传导、可校正、可预期的价格体系，支撑全国统一电力市场长期稳定运行 [7]