文章核心观点 - 2025年中国能源行业在保障供应安全的同时，绿色低碳转型步伐显著加快，新型能源体系建设基础持续夯实，助力经济持续回升向好 [4] 能源供应保障 - 2025年是“十四五”以来能源保供成效最好的一年，原煤产量保持稳定，规上工业原煤产量同比增长1.2% [5] - 油、气产量双创历史新高，规上工业原油产量同比增长1.5%，规上工业天然气产量同比增长6.2% [5] - 电力供应平稳有序，一批特高压直流输电工程投产送电，电力系统互补互济水平持续提升 [5] 绿色低碳转型与新能源发展 - 全年风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模突破18亿千瓦 [5] - 可再生能源发电装机占比超过六成，可再生能源发电量达到约4.0万亿千瓦时，超过欧盟27国用电量之和 [5] - 有关部门制定出台新能源集成融合发展、促进新能源消纳和调控等一系列政策措施，助力新能源发展提质增效 [5] 行业有序发展与价格调控 - 深入推进光伏行业“内卷式”竞争综合整治，2025年底多晶硅、硅片价格分别达到53.86元/千克、1.329元/片，较年度最低点分别提高52.0%、35.6% [5] - 综合施策实现煤炭稳产稳供稳价，2025年底环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨，较年度最低点上升75元/吨 [5] 新型储能发展 - 2025年，中国新型储能装机较2024年底增长84% [6] - 截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍 [6] - 分地域看，华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4% [6] - 华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6% [6] - 从单站规模看，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点 [7] - 4小时及以上新型储能电站项目装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点 [7] - 2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时，其中国家电网、南方电网经营区分别为1175小时、1294小时 [7] 电力市场交易 - 2025年，全国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4% [8] - 市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点 [8] - 在交易中心注册的经营主体数量突破100万家 [8] - 跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6% [8] - 绿色电力交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍 [9] - 多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时 [9]

2025年中国电力市场交易数据总结 - 2025年全国累计完成电力市场交易电量66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为64%，同比提高1.3个百分点[2] - 从交易范围看，省内交易电量为50473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量为15921亿千瓦时，同比增长11.6%[2] - 从交易品种看，中长期交易电量为63522亿千瓦时；现货交易电量为2872亿千瓦时；绿电交易电量为3285亿千瓦时，同比增长38.3%[3] 全国统一电力市场体系建设进展 - 2025年跨电网经营区常态化电力交易机制建立，在国家电网、南方电网分别组织交易的基础上，建立了“网上电力商城”，以保障全国统一电力市场体系高效运行[3] - 迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽；同年10月，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配[3]

电力市场交易规模与结构 - 2025年全国电力市场累计交易电量达66394亿千瓦时，同比增长7.4% [1] - 交易电量占全社会用电量比重为64%，较上年提升1.3个百分点 [1] 交易范围分析 - 省内交易电量为50473亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 跨省跨区交易电量为15921亿千瓦时，同比增长11.6% [1] - 跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时 [1] 交易品种构成 - 中长期交易电量为63522亿千瓦时 [1] - 现货交易电量为2872亿千瓦时 [1] - 绿电交易电量为3285亿千瓦时，同比大幅增长38.3% [1] 市场机制与运营进展 - 2025年建立了跨电网经营区常态化电力交易机制 [1] - 在国家电网与南方电网分别组织交易的基础上，建立了“网上电力商城”以保障全国统一电力市场体系高效运行 [1] - 迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽 [1] - 10月，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配 [1]

全国电力市场交易数据概览 - 2025年全国电力市场累计交易电量达66394亿千瓦时，同比增长7.4% [1] - 市场交易电量占全社会用电量比重为64%，较上年提升1.3个百分点 [1] 按交易范围划分 - 省内交易电量为50473亿千瓦时，同比增长6.2% [1] - 跨省跨区交易电量为15921亿千瓦时，同比增长11.6% [1] - 跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时 [1] 按交易品种划分 - 中长期交易电量为63522亿千瓦时 [1] - 现货交易电量为2872亿千瓦时 [1] - 绿电交易电量为3285亿千瓦时，同比大幅增长38.3% [1] 市场机制与运营进展 - 2025年建立了跨电网经营区常态化电力交易机制 [1] - 在国家电网与南方电网基础上，建立了“网上电力商城”以保障全国统一电力市场体系高效运行 [1] - 迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽 [1] - 10月，国家电网与南方电网首次通过现货交易形式实现跨区电力调配 [1]

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]

政策核心与实施框架 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布《电力中长期市场基本规则》，旨在加快建设全国统一电力市场体系，规范电力中长期交易行为 [1][3] - 该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年，届时将取代原有的《电力中长期交易基本规则》及绿色电力交易专章 [2][64] - 国家能源局派出机构需会同有关部门在2026年3月1日前制定各地和区域实施细则并报备 [4] 市场建设总体要求 - 统筹推进电力中长期市场与现货市场建设，在交易时序、出清、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场平衡长期供需、稳定市场运行的基础作用 [1][12] - 适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，以稳定长期消纳空间 [1][12] - 促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，开展跨电网经营区常态化交易，鼓励区域内省间交易机制创新，推进区域电力互济与调节资源共享 [1][12] - 要求电力市场运营机构与电网企业按照统一标准开展市场注册、交易组织、结算与信息披露等工作 [12] - 电力中长期市场技术支持系统（电力交易平台）需实现统一平台架构、技术标准、核心功能与交互规范，支撑全国市场数据贯通 [12] 市场成员与注册管理 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（交易机构、调度机构）和电网企业 [8] - 经营主体需在电力交易平台完成市场注册、变更与注销，并进行实名认证后方可参与市场 [14] - 直接参与市场的电力用户，其全部电量需通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与两个市场 [2][14] - 暂未直接参与市场的电力用户由电网企业代理购电，并允许在次月选择直接参加批发或零售市场 [2][14] 交易品种与组织方式 - 电力中长期交易包含数年、年度、月度、月内（含旬、周、多日）等不同交割周期的电能量交易 [8] - 数年、年度、月度交易应定期开市，并可探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市 [25] - 绿色电力交易是以绿色电力及其环境价值为标的物的交易品种，交易时需提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证） [26] - 绿电交易主要包括跨省跨区（含跨电网经营区）交易和省内交易 [26][27] - 交易方式包括集中交易（如集中竞价、滚动撮合、挂牌）和双边协商交易 [29] 价格形成机制 - 除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [1][32] - 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 [1][35] - 对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例 [1][35] - 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并分别明确，其中绿电环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [33] - 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 [1][39] - 为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门可会同相关部门对申报和出清价格设置上下限 [38] 绿色电力交易特别规定 - 鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制 [2][38] - 绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源 [38] - 绿电交易合同在确保绿电环境价值可追踪溯源的前提下，可建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让 [38] - 绿电环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小的原则确定结算 [53] 交易组织与执行流程 - 跨电网经营区及跨省跨区交易由北京、广州电力交易中心组织，省内交易由各省电力交易机构组织，鼓励联合组织交易 [32] - 电力交易平台功能及人员配置需满足市场按日连续运营要求 [33] - 交易公告需明确交易品种、主体、方式、时间、参数等，数年、年度交易公告需提前至少3个工作日发布，月度交易至少提前1个工作日 [33] - 交易出清后形成预成交结果，需经电力调度机构进行电网安全校核，校核时限根据交易周期分别为数年/年度5个工作日、月度2个工作日、月内1个工作日 [40][41] - 成交结果发布后，经营主体如有异议需在1个工作日内提出，交易机构会同调度机构在1个工作日内解释 [43] 合同管理与结算 - 市场成员需签订电力中长期交易合同（含电子合同）作为执行依据，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [44][45] - 结算原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算 [52] - 结算可按差价或差量方式开展，未签订合同的经营主体，其实际用电或发电量按偏差电量结算 [52][53] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，对应的绿证根据月度结算电量核发并划转至买方账户 [53] 市场技术支持与信息披露 - 电力交易平台需包含市场注册、交易申报、出清、结算、参数管理、信息发布、运营监测等功能模块 [57] - 平台需遵循全国统一数据接口标准，实现互联互通与“一地注册、全国共享” [57][58] - 信息披露需按照年、季、月、周、日等周期开展，披露信息需保留或可供查询的时间不少于2年，封存期限为5年 [54][55]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局印发修订后的《电力中长期市场基本规则》，旨在通过制度创新解决市场衔接不畅与协同不足的问题，构建更完备的电力中长期交易制度体系，为全国统一电力市场体系建设和电力市场向纵深发展提供重要制度保障 [3] 《规则》锚定统一电力市场建设核心目标 - 全国统一电力市场建设已取得重要进展：市场化交易电量已突破22亿千瓦时，保供稳价能力增强，能源绿色转型支撑作用深化，跨省区资源优化配置作用有效发挥 [4] - 《规则》通过三项统一举措夯实建设基础：统一市场成员分类，将分布式电源、储能、虚拟电厂等新型经营主体纳入规范管理；统一技术标准体系，要求电力交易平台实现“四统一”；统一交易时序规则，明确数年、年度、月度定期开市与月内按日连续开市的协同机制 [5] 《规则》重点完善时空维度的衔接机制 - 在空间维度，构建跨电网经营区、跨省跨区和省内有序衔接的交易体系，明确由北京、广州两大电力交易中心联合组织跨电网经营区交易，鼓励跨省跨区与省内交易联合开展及机制创新 [6] - 在时间维度，构建覆盖数年、年度、月度到月内的全时序衔接市场机制，强化中长期市场在平衡长期供需中的基础作用并推广多年期购电协议，同时推动市场向更高频次演进，创新月内交易按日连续开市机制 [7] 《规则》强化各类交易品种的协同运营 - 在与绿电交易的协同中，单设绿色电力交易章节，明确其作为独立交易品种，交易标的为绿色电力及对应环境价值，并提供国家核发的绿证，实现环境价值可追踪溯源，价格由电能量价格与环境价值组成且分开结算 [8] - 鼓励开展数年绿电交易，探索常态化开市机制，为新能源项目提供长期收益保障 [9] - 在与现货市场的衔接上，要求统筹推进中长期与现货市场建设，明确中长期结算参考点的设置，其价格可由日前或实时市场出清价格确定，构建价格传导和结算协同机制 [9] - 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限价贴近，通过价格机制动态协调防范市场套利，提升协同运营水平 [9] 总结与展望 - 《规则》的发布标志着电力中长期市场建设进入规范化、系统化、协同化发展新阶段，巩固了其作为市场“压舱石”的基础性作用 [10] - 未来需持续深化电力市场一体化设计，完善中长期、现货及辅助服务市场之间的协同运营机制，细化组织时序、出清方式、价格衔接和风险防控等方面的联动，以市场化方式破解新能源消纳、跨区域互济等关键问题 [10]

政策发布与核心目标 - 国家发改委与国家能源局于2025年12月17日联合发布《电力中长期市场基本规则》，旨在加快推进全国统一电力市场体系建设，规范电力中长期交易行为 [2][3] - 规则的核心观点是统筹推进电力中长期市场与电力现货市场建设，在交易时序、出清、结算等方面做好衔接，发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场运行方面的基础作用 [1][8] - 规则特别强调要适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，并推广多年期购电协议机制，以稳定新能源的长期消纳空间 [1][8] 市场成员与权利义务 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（电力交易机构、电力调度机构）和电网企业 [5] - 经营主体需按《电力市场注册基本规则》在电力交易平台完成市场注册、变更与注销，并进行实名认证后方可参与市场 [10] - 电力用户可选择通过批发市场或零售市场购买全部电量，但不得同时参与两者；暂未直接参与市场的用户由电网企业代理购电，并允许在次月选择直接参与市场 [11][12] - 各类市场成员（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业、电力调度机构、电力交易机构）均享有明确的权利，并需履行相应的义务，包括遵守规则、履行合同、完成结算、提供信息、服从调度等 [13][14][15][16][17][18][19][20][21][22][23][24] 交易品种与价格机制 - 电力中长期交易根据交割周期不同，包括数年、年度、月度、月内等不同周期的电能量交易，其中数年、年度、月度交易应定期开市，月内交易原则上按日连续开市 [26] - 绿色电力交易是以绿色电力及其环境价值为标的物的交易品种，交易时需提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证） [26] - 绿电交易主要包括跨省跨区绿电交易和省内绿电交易，其价格由电能量价格与绿电环境价值两部分组成，并在交易中分别明确 [27][33] - 除政府定价电量外，电力中长期市场的成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [32] - 中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、成本变化的灵活价格机制 [34] - 为避免市场操纵及恶性竞争，政府价格主管部门可对申报价格和出清价格设置上下限 [38] 交易组织与执行 - 跨电网经营区交易由北京、广州电力交易中心联合组织，跨省跨区交易由上述两中心按电网经营区组织，省内交易由各省电力交易机构组织，鼓励跨省跨区与省内交易联合组织 [32][33] - 电力交易平台功能及人员配置需满足市场按日连续运营的要求 [41] - 交易公告需明确交易品种、主体、方式、时间、参数等信息，其中数年、年度交易公告需提前至少3个工作日发布，月度交易需提前至少1个工作日发布 [43] - 在月内交易中，因电力安全保供、清洁能源消纳等需要，跨省跨区交易可不受输电通道常规送电方向、类型约束 [37] - 绿电交易需确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源，并鼓励参与数年绿电交易 [39][52] 交易校核与合同管理 - 交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，分别由电力交易机构和电力调度机构负责 [41] - 电网安全校核有明确时限要求：数年、年度交易为5个工作日，月度交易为2个工作日，月内交易为1个工作日 [42] - 市场成员在开展电力中长期交易时必须签订合同，电力交易机构根据成交结果出具的电子交易确认单视为电子合同 [45][46] - 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先原则实施调度，事后需报告并披露相关信息 [48] 计量、结算与信息披露 - 电力中长期市场结算原则上以自然月为周期开展，按日清分、按月结算 [52] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，绿证根据可再生能源发电项目月度结算电量核发并划转至买方账户 [53] - 市场信息需按照年、季、月、周、日等周期在信息披露平台披露，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2年，封存期限为5年 [55][56] 市场技术支持与风险防控 - 电力交易平台需包括市场注册、交易申报、出清、结算、信息披露、运营监测等功能模块，并遵循全国统一的数据接口标准，实现互联互通 [58] - 各电力交易平台应实现注册信息互通互认，确保经营主体“一地注册、全国共享” [58] - 市场风险类型包括电力供需失衡、市场价格异常、不正当竞争、系统运行异常、合同违约等，各地需制定风险防范及处置预案 [60] - 当市场运行发生紧急风险时，电力市场运营机构可根据规定执行市场干预措施，并在3日内提交报告 [60] 规则实施与过渡 - 国家能源局派出机构需会同有关部门组织电力交易机构拟定各地和区域实施细则，并于2026年3月1日前报备 [3] - 本规则自2026年3月1日起施行，有效期5年，届时将取代原有的《电力中长期交易基本规则》及绿色电力交易专章 [65]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局印发《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》，旨在推动构建符合新能源发电特性的市场报价方式，规范电力市场秩序，提升电力资源优化配置效率 [1] - 政策出台背景是新能源场站相较于传统火电厂具有规模较小、布局分散、位置偏远、人员配置少的特点，且去年以来新能源发电企业通过多种渠道反映诉求，希望适度放开集中报价限制以更好适应全面入市要求 [1] - 政策在遵循电力市场基本规则、不新增经营主体的前提下，逐步放开集中式新能源发电企业报价限制，允许多个场站在同一固定场所提交报价信息 [1] 政策具体措施：“疏”的方面 - 完善“疏”的方式条件，规范有序放开限制，首先在方式上允许集中报价，明确了集中报价的定义、适用范围和相关要求等内容 [2] - 在规模上加以必要限制，政策是在多种方案测算基础上，确定集中报价限制规模 [2] 政策具体措施：“堵”的方面 - 健全“堵”的机制手段，强化报价行为监管，主要包括健全事前备案机制、完善事中监测手段、强化事后监管查处 [2] - 市场运营机构需建立健全集中报价监测和风险防控机制，并定期报送市场监控分析报告 [2] - 新能源发电企业需按年度提交报价行为分析报告 [2] - 派出机构及地方相关部门将依法依规对扰乱市场秩序等行为进行查处 [2] 政策动态与展望 - 国家能源局有关负责人表示，将密切关注电力市场建设情况和新能源参与市场情况，根据新形势、新要求动态修订通知，持续健全和完善电力市场相关政策 [2] - 政策最终目标是加快建设全国统一电力市场体系 [2]

政策发布与核心目标 - 国家发展改革委与国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》，旨在推动构建符合新能源特性的市场报价方式，规范电力市场秩序，提升资源配置效率，助力新型电力系统建设和双碳目标实现 [1] 政策核心内容与机制 - 政策在遵循市场基本规则、不新增经营主体的前提下，逐步放开集中式新能源发电企业报价限制 [1] - 允许多个新能源场站在同一固定场所提交报价信息，并明确了集中报价条件、工作流程等要求 [1] - 参与集中报价的新能源发电企业，其集中后的总装机规模原则上不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源） [1] - 集中报价工作采取申请公示备案管理，新能源发电企业参与集中报价不改变其独立市场地位、调度管理关系及交易结算关系 [1] 市场监管与自律 - 政策要求加强相关主体报价情况监测及监管，推动新能源灵活参与市场交易以提升市场效率 [1] - 电力市场管理委员会应充分发挥市场自律和社会监督作用，强化新能源发电企业集中报价自律管理 [1] 后续实施与体系完善 - 国家能源局将做好政策宣传解读，指导相关单位制定具体实施方案，并强化对新能源集中报价行为的监管 [2] - 当局将密切关注电力市场建设与新能源参与市场情况，根据新形势动态修订政策，持续健全完善电力市场相关政策，加快建设全国统一电力市场体系 [2]