电力市场基础规则体系建立 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑的“1+6”基础规则体系初步构建完成[2] - 该规则体系是深度耦合、协同运行的系统性规则，旨在根本上解决过去市场规则“碎片化”和“差异化”的问题，为电力市场规范有序运行扫清制度障碍[4] - 该体系构建了体系完备、层次分明、接口清晰的多层次多品种市场规则框架，在空间上覆盖省间与省内，在时间上覆盖多年至日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量与辅助服务等品种[4] 规则体系的具体内容与意义 - 明确了中长期、现货和辅助服务市场在交易品种设置、交易时序安排和价格机制设计等方面的统一范式，促进各地电力市场建设规范统一与高效衔接[4] - 为市场注册、信息披露、计量结算等环节的标准化和规范化建设提供指引，明确了市场各方职责分工，旨在激发经营主体活力并保障市场公开透明和公平竞争[4] - 相关部门正组织电力交易机构对现行市场制度规则进行梳理自查，以推动各地在基本规则要求下统一规范开展市场交易，提升政策统一性、规则一致性和执行协同性[5] 电力市场发展背景与挑战 - 电力市场建设经历了大用户直购电试点、东北调峰辅助服务市场试点、电力现货市场试点等“先试点、再总结、后推广”的过程[2] - 当前市场存在规则体系不完整不统一、不当干预行为、交易品种功能重复、省间省内市场衔接不畅等问题，制约电力资源在更大范围内共享互济和优化配置[3] - 非化石能源发电正逐步转变为装机和电量主体，化石能源发电向电力支撑主体转变，同时新型储能、虚拟电厂、负荷聚集商等各类新型经营主体迅速发展[2] 未来发展方向 - 未来将不断健全完善全国统一电力市场“1+N”基础规则体系，进一步打破市场分割和省间壁垒[5] - 目标是实现中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等各品类市场的高效协同和有机衔接，为全国统一电力市场规范有序运行提供制度支撑[5] - 随着新型电力系统建设深化，中长期交易连续运营，现货市场建设全面推进，绿电交易规模快速增长，新型储能和虚拟电厂等新型主体正加速入市[5]

电力市场规则体系建设 - 国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着“1+6”基础规则体系初步构建完成 [2] - “1+6”基础规则体系从根本上解决了过去市场规则“碎片化”、“差异化”的问题，为电力商品自由流动统一了“度量衡” [2] - 该体系紧密配合、环环相扣，为电力市场规范有序运行扫清了制度障碍 [4] 规则体系构成与作用 - 《电力市场运行基本规则》是整个电力市场的地基，规定了市场运行最根本的原则、目标和框架 [4] - 6项配套规则包括交易品种规则（中长期、现货、辅助服务）和市场运行关键环节规则（注册、信息披露、计量结算） [4] - 统一规则降低了售电公司跨省经营的成本和风险，例如注册环节可实现“一次注册，全国通行” [4] 电力市场发展现状 - 2024年全国电力市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9% [4] - 2024年全国市场化交易电量突破6.18万亿千瓦时，占全社会用电量比重达62.7% [4] - 2024年绿证交易量同比激增364%，绿电交易电量增长235.2% [4] 近期市场表现与目标 - 2025年上半年，全国各电力交易中心累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8% [5] - 截至2025年6月底，全国电力市场经营主体数量达97.3万家，同比增长23.8% [5] - 电力市场中每交易4度电，就有1度通过跨省区交易实现 [5] - 计划在2025年初步建成全国统一电力市场，到2029年全面建成 [6] 未来规划与展望 - 国家能源局将继续出台监管指引，健全完善全国统一电力市场“1+N”基础规则体系 [7] - 未来将实现中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等各品类市场的高效协同和有机衔接 [7]

电力市场基础规则体系建立 - 涵盖电力市场各品种各环节的"1+6"基础规则体系初步构建完成 标志着我国电力市场化改革的里程碑 [1] - "1+6"基础规则体系以《电力市场运行基本规则》为基础 电力中长期、现货、辅助服务规则为主干 信息披露、市场注册、计量结算为支撑 [3] - 规则的出台填补了全国统一电力市场'1+6'基础规则体系的最后一块空白 为建设全国统一电力市场奠定坚实规则基础 [3] 计量结算规则出台背景与目的 - 随着全国统一电力市场建设深入推进 煤电、新能源、工商业用户全面参与电力市场 各地计量管理要求不规范等问题逐渐凸显 亟需国家层面统一规范 [2] - 出台规则旨在规范电力市场计量结算行为 强化结算风险管理 统一电费收付要求 切实维护各类经营主体合法权益 [2] - 统一电力市场首先要有统一规则 这是落实国家建设全国统一大市场战略部署的必然要求 也是电力市场的基础工程 [4] 计量业务新规要点 - 市场经营主体应具备独立计量条件 计量装置应满足最小结算单元要求并安装在产权分界点 计量数据要满足结算最小时段和周期要求 [2] - 规则强调计量装置实行定期校核 并明确了计量装置校核费用的承担方式 [2] 结算业务新规要点 - 规则明确了市场经营主体、电力交易机构、电力调度机构、电网企业等各类市场成员结算方面的权利与义务 [3] - 规范了结算准备、结算依据和电费账单编制与发布、电费收付、追退补和清算等结算全业务流程和时限要求 [3] - 统一了度量单位和结算科目式样 统一了结算周期 原则上现货市场连续运行地区采用"日清月结"的结算模式 [3] - 规则要求交易机构组织开展结算风险评估 市场经营主体按规定交纳履约保函、保证金等结算担保品 [3] - 明确了用户侧与电网企业电费收付流程要求 规范了增值税发票开具、电费结算协议签订、承兑汇票使用等管理内容 [3] 统一规则对市场效率的提升 - 全国统一电力市场注册规则实现"一地注册 全国通行" 解决了企业以往需按不同省份多套规矩准备材料的问题 节省大量人手和时间 [4] - 信息披露规则使电价、供需情况、交易结果等重要信息能在统一平台上了解 企业决策不再"雾里看花" [5] - "1+6"规则体系在总结地方试点经验基础上形成 留有优化空间 能不断吸收新经验持续完善 [5] 未来市场发展与规则完善 - 随着新型电力系统和电力市场建设持续深化 新型储能、虚拟电厂等新型主体将加速入市 [5] - 国家能源局将不断健全完善全国统一电力市场"1+N"基础规则体系 进一步打破市场分割和省间壁垒 [5] - 目标为实现中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等各品类市场的高效协同和有机衔接 [5]

制度背景与意义 - 填补电力市场"1+6"基础规则体系空白 为全国统一电力市场计量结算提供关键制度保障 [3] - 解决电力市场计量结算领域标准不统一问题 实现从交易申报到电费结算的全流程标准化 [4] - 改变各地碎片化交易模式 全国电力交易规模持续增长 2024年6月实现超20亿千瓦时跨电网经营区市场化电力交易 [5] 结算规则创新 - 首次明确清分计算与电费结算以自然月为周期开展 统一现货市场/辅助服务/零售市场的结算原则 [6] - 全面规范结算准备环节 要求建立标准统一的数据交互平台打通发输配用及交易调度数据流 [6] - 实现中长期与现货/批发与零售/电能量与辅助服务市场的结算协同 适应高比例新能源系统需求 [6] 电费结算机制 - 清晰界定经营主体与电网企业双向义务 明确账户提供与按时支付责任 [8] - 全流程标准化管控结算时序 从数据准备到电费支付时间均作规范 [8] - 要求不设不平衡资金池 独立记录结算项目 确保电费资金专项使用 [8] 预期市场影响 - 打破地域技术壁垒 全面约束市场分割行为 [9] - 提升计量结算数据标准性 打破地域数据孤岛 [9] - 显著降低交易成本 促进资源更大范围流通 [9] - 结算工作前移 深度融入合同管理/交易申报/调度执行等环节 [9] 战略定位 - 作为深化电力体制改革里程碑 为电力资源全国自由流动铺平道路 [10] - 推动全国统一电力市场理念深入人心 需技术/人才/监管协同保障 [10] - 加速构建高效竞争全国统一电力市场体系 支撑能源转型与高质量发展 [10]

全国统一电力市场规则体系构建 - 国家发展改革委和国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着“1+6”基础规则体系初步构建完成，涵盖电力市场各品种各环节 [1] - 规则体系以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑 [1] - 该体系完成电力市场化改革从区域分散探索向全国统一规范运行的重大历史性跨越，为市场规范有序运行提供制度支撑 [1] 规则体系建设历程 - 2016年《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，为市场化交易破冰开局，并于2020年完成修订 [4] - 2023年《电力现货市场基本规则（试行）》推出，总结山西、广东、甘肃等多地试点经验，推动现货市场稳妥有序实现全覆盖 [4] - 2024年修订《电力市场运行基本规则》，以部门规章形式印发，确立“1+6”体系中的“1” [5] - 2024年陆续印发绿色电力交易专章、信息披露规则、注册规则、辅助服务市场规则，最终通过计量结算规则填补体系最后空白 [5][6] 规则体系协同运行机制 - 《电力市场运行基本规则》作为基石与总纲，确立市场基本架构、运行原则、权责边界和治理框架 [8] - 中长期交易规则提供锁定电量与价格的主渠道，是市场稳定的“压舱石” [8] - 现货市场规则通过集中优化出清生成分时价格信号，提升电力安全保供能力和新能源消纳能力 [9] - 辅助服务市场规则建立调频、备用等服务的市场化补偿机制，向新型储能和虚拟电厂等主体开放 [9] - 注册规则建立全国统一注册平台和标准流程，实现“一地注册、信息共享” [9] - 信息披露规则规范交易前、中、后期信息内容、格式、频率与渠道，提升市场预测准确性与公信力 [10] - 计量结算规则统一规范计量数据采集、结算周期、电费收付流程，维护市场秩序和主体权益 [10] 市场运行成效 - 2025年1-6月全国市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [13] - 绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%，绿证交易量达4.46亿个，同比激增364% [13][15] - 省内市场建设加快，6个地区电力现货市场转入正式运行，6个地区步入连续结算试运行，11个地区完成整月以上结算试运行 [14] - 跨省跨区市场取得突破，长三角电力市场起步，省间电力现货市场转入正式运行，南方区域电力市场启动连续结算试运行 [14] - 市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%，发电侧燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分气电、核电、水电参与交易 [15] - 用户侧工商业用户实现全覆盖，新型储能和虚拟电厂等新型主体蓬勃发展 [15]

政策发布背景与意义 - 国家发展改革委和国家能源局于8月6日联合印发《电力市场计量结算基本规则》[2] - 政策旨在解决全国统一电力市场推进中出现的计量管理不规范、单位不统一、流程衔接不畅及电费结算不及时等问题[2] - 该规则是深化电力体制改革和加快建设全国统一大市场的重要举措，标志着电力市场“1+6”基础规则体系构建完成[2] 规则核心内容与适用范围 - 电力市场结算涵盖电能量交易结算、电力辅助服务交易结算及容量交易结算[2] - 结算原则上以自然月为周期开展[2] - 规则适用于煤电、新能源、工商业用户等全面参与电力市场的各类主体[2] 结算流程与职责划分 - 市场结算分为交易机构形成结算依据和电网企业开展电费结算两个核心环节[3] - 电力交易机构负责汇总结算数据、编制结算依据并协调相关问题[3] - 电网企业负责提供计量数据、出具电费账单、进行电费收付并协调电费结算问题[3] - 规则首次明确并规范了电网企业核对结算依据的职责和流程[4] 计量与结算业务规范 - 要求市场经营主体具备独立计量条件，计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点[4] - 统一了度量单位和结算科目式样，并规范了结算全业务流程和时限要求[4] - 现货市场连续运行地区原则上采用“日清月结”的结算模式[4] 风险管理与配套措施 - 要求交易机构开展结算风险评估，市场经营主体需交纳履约保函、保证金等结算担保品[4] - 电网企业可对逾期未付款主体向交易机构提出结算担保品使用申请[4] - 规范了发电企业、用户侧与电网企业的电费收付流程，以及增值税发票开具、电费结算协议签订等管理内容[4]

全国统一电力市场建设又迎新进展。 值得关注的是，《规则》首次明确了电网企业核对结算依据的职责，并规范了核对流程。 在推动电力市场计量结算业务统一方面，《规则》特别加强了计量业务管理。按照《规则》要求，市场 经营主体应具备独立计量条件，计量装置应满足最小结算单元要求并安装在产权分界点，计量数据要满 足结算最小时段和周期要求。 在结算方面，《规则》明确了市场经营主体、电力交易机构、电力调度机构、电网企业等各类市场成员 结算方面的权利与义务；规范了结算准备、结算依据和电费账单编制与发布、电费收付、追退补和清算 等结算全业务流程和时限要求；统一了度量单位和结算科目式样；统一了结算周期，原则上现货市场连 续运行地区采用"日清月结"的结算模式。 在结算风险管理方面，《规则》要求交易机构组织开展结算风险评估，市场经营主体也需要按规定交纳 履约保函、保证金等结算担保品，电网企业则需对逾期未付款的市场经营主体，向交易机构提出结算担 保品使用申请。 8月6日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力市场计量结算基本规则》(下称《规则》)通知。 《规则》明确了电力市场计量结算的依据、适用范围、计量装置管理要求等。 国家能源局有关负责人 ...

全国统一电力市场建设进展 - 国家发展改革委、国家能源局印发《电力市场计量结算基本规则》，明确计量结算依据、适用范围及管理要求，旨在解决各地计量管理不规范、单位不统一等问题 [2][3] - 《规则》是深化电力体制改革的重要举措，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础的"1+6"电力市场基础规则体系构建完成 [3] 电力市场结算机制 - 结算分为电能量交易、辅助服务交易、容量交易等，原则上以自然月为周期开展 [3] - 结算流程分为交易机构形成结算依据和电网企业开展电费结算两个环节，明确交易机构与电网企业的职责分工 [4] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责，并规范核对流程 [5] 计量与结算管理 - 要求市场经营主体具备独立计量条件，计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点 [5] - 统一结算业务流程和时限要求，现货市场连续运行地区采用"日清月结"模式 [5] - 统一度量单位和结算科目式样，规范发电企业与电网企业、用户侧与电网企业的电费收付流程 [5][6] 结算风险管理 - 交易机构需开展结算风险评估，市场经营主体需交纳履约保函、保证金等担保品 [6] - 电网企业对逾期未付款的市场经营主体可申请使用结算担保品 [6] - 首次在基本规则层面规范增值税发票开具、电费结算协议签订等管理内容 [6]

政策发布与意义 - 国家发展改革委、国家能源局发布《电力市场计量结算基本规则》，标志着涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成 [1] - 该规则填补了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系的最后一块空白，为建设全国统一电力市场奠定坚实规则基础 [3] - 统一电力市场规则是落实国家建设全国统一大市场战略部署的必然要求，是电力市场打地基、立规矩的基础工程 [4] 规则出台背景与目的 - 随着全国统一电力市场建设深入推进，煤电、新能源、工商业用户全面参与市场，各地计量管理要求不规范、单位不统一、流程衔接不顺畅等问题逐渐凸显，亟需国家层面统一规范 [2] - 规则旨在规范电力市场计量结算行为，强化结算风险管理，统一电费收付要求，切实维护各类经营主体合法权益 [2] - 以往电网对发电企业的结算周期差异巨大，有的地方是10个工作日，有的是20个工作日，有的在1个月以上甚至更长 [2] 计量业务规范 - 规则要求市场经营主体应具备独立计量条件，计量装置应满足最小结算单元要求并安装在产权分界点 [2] - 计量数据需满足结算最小时段和周期要求，计量装置实行定期校核，并明确了校核费用的承担方式 [2] 结算业务规范 - 规则明确了市场经营主体、电力交易机构、电力调度机构、电网企业等各类市场成员在结算方面的权利与义务 [3] - 规范了结算准备、电费账单编制与发布、电费收付、追退补和清算等结算全业务流程和时限要求 [3] - 统一了度量单位和结算科目式样，统一结算周期，原则上现货市场连续运行地区采用“日清月结”的结算模式 [3] - 要求交易机构开展结算风险评估，市场经营主体按规定交纳履约保函、保证金等结算担保品 [3] - 明确了用户侧与电网企业电费收付流程要求，规范了增值税发票开具、电费结算协议签订、承兑汇票使用等管理内容 [3] 统一规则带来的效益 - 统一规则实现了“一地注册，全国同行”，解决了以往企业在不同省份需按多套不同规矩准备材料的问题 [4] - 统一信息披露规则为市场提供了透明度，企业可了解到电价、供需情况、交易结果等重要信息，辅助决策 [4] 规则体系特点与未来展望 - “1+6”基础规则体系是在总结地方“1+N”试点经验基础上形成，具有灵活性，为持续优化完善留出空间 [5] - 随着新型电力系统和市场建设深化，国家能源局将不断健全完善“1+N”基础规则体系，进一步打破市场分割和省间壁垒 [5] - 未来将实现中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等各品类市场的高效协同和有机衔接 [5]

政策背景与目的 - 政策旨在解决全国统一电力市场推进过程中出现的计量管理不规范、单位不统一、流程衔接不畅、电费结算不及时等问题[3] - 政策是对2015年电改以来《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》等文件的延续和完善[3] - 标志着电力市场"1+6"基础规则体系构建完成 为建设全国统一电力市场奠定规则基础[4] 规则主要内容 - 共包含6章56条 涵盖总则、总体要求、计量管理、结算管理、监督管理和附则[5] - 明确制定依据、相关定义和适用范围 理清各市场成员权利与义务[5] - 规范计量装置管理和计量数据管理要求 提出结算准备、电费结算、追退补和清算等全流程要求[5] 计量结算业务统一要求 - 要求市场经营主体具备独立计量条件 计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点[6] - 统一结算周期 现货市场连续运行地区采用"日清月结"结算模式[6] - 首次在基本规则层面明确用户侧与电网企业电费收付流程 规范增值税发票开具和承兑汇票使用管理[7] 机构职责划分 - 电力交易机构负责汇总结算基础数据并出具结算依据 组织协调结算依据问题[8] - 电网企业负责提供计量数据 出具电费账单并开展电费收付 组织协调电费结算问题[8] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责并规范核对流程[8] 结算时序规范 - 统一要求每月第5个工作日前出具上月结算依据（核对版） 1个工作日内完成核对和确认[9] - 每月第8个工作日前发布正式结算依据 第10个工作日前发行上月电费账单[9] - 此前部分地区电费结算时间长达1个月 新规显著压缩结算周期[9]