报告行业投资评级 * 该报告为行业介绍与市场规则说明性质的文件，未提供明确的行业投资评级 [1][7][10] 报告的核心观点 * 报告的核心观点是阐述在电力现货市场环境下，电力中长期市场的定位、设计原则、基本要求、交易机制以及合约要素，并以广东电力市场为例，详细说明了现货环境下中长期交易的具体规则设计、交易品种、流程和约束机制，旨在实现与现货市场的有效衔接，规避价格波动风险，服务实体经济发展 [1][9][12][74] 根据相关目录分别进行总结 电力中长期市场概述 * **市场定位与分类**：电力中长期市场按交易周期可分为多年、年度、月度、周市场，按交易标可分为电能量、容量、辅助服务及金融输电权市场，其作用是为市场提供长期经济信号、合理配置资源，并给予用户时间应对价格波动 [11] * **设计原则**：市场设计需反映电力商品特殊属性，立足行业生产实际，服务实体经济，提供适度流动性，并实现与现货市场的良好对接以规避现货价格波动风险 [12] * **基本要求**： * **市场成员**：包括各类发电企业、电网企业、供电企业、电力用户、售电公司及市场运营机构（交易与调度机构）[13][15]；国际市场成员构成类似，如美国PJM市场包括发电商、输电商、配电商、零售商及大用户等 [16][17][18] * **合约要素**： * **交割方式**：分为物理交割（合约电量强制执行，偏差电量按“惩罚”电价结算）和金融交割（合约电量不强制，偏差按参考市场价结算）[19][20][21] * **交割时间**：覆盖多年至周等周期 [23] * **交易价格**：采用绝对电能价格，体现电能时间价值 [23] * **交易曲线**：分为自定义分解曲线（灵活，尊重双方需求）和常用分解曲线（效率高）[23] * **合约性质**：分为物理合约（可实物交割，提供强制性利益保障）和金融合约（如差价合约，用于灵活结算发用电偏差）[25] * **交易品种与机制**： * **双边协商**：交易双方谈判确定电量、电价，周期为年度至月度，特点为简便、灵活 [26][27][28] * **集中竞价交易**： * **集合竞价**：按“价差大优先、时间早优先”撮合，以最后一个成交对的买卖申报价算术平均值作为统一出清价，能反映市场供需，但出清机组报价对系统影响较大 [30][32][37][38] * **高低匹配撮合**：价格形成机制有两种，一是以每一撮合对平均价出清，二是以系统边际机组平均价出清 [40] * **连续竞价**：采用“价格优先、时间优先”原则，类似股票撮合交易机制 [42] * **挂牌交易**：一方发布要约，另一方摘牌，经安全校核后形成交易结果，周期为年度至月度 [43][44][45] * **市场风险管控**： * **价格风险**：防范措施包括完善市场设计、合理化价格限制、建立实时价格校验机制及对市场主体进行风险控制宣贯 [49][50] * **信用风险**：管理需权衡信用要求与成本，具体机制包括**保证金制度**（操作简单但可能制约流动性，四川、浙江、云南采用）和**履约保函机制**（“见索即付”效率高但开立周期长，广东、山西、云南采用）[52][54][56][58] * **市场力风险**：指市场份额较大者操纵价格的能力，防范机制涵盖事前分析、事中矫正与事后惩罚及信息披露 [60][61] * **合约流动风险**：控制方法包括推广标准化合约、提高合约转让频次及建立电力期货市场 [63][64] * **国内外市场对比**： * **国外市场**：美国PJM、北欧市场的中长期交易以金融性质双边合约为绝对主导；英国市场则以物理合约为主，中长期合约电量占比高达**97%** 左右 [66][67][68] * **国内市场（第一批试点）**：在市场机组市场电量交易方面，广东、浙江、山西、山东、四川、甘肃采用金融合约，福建、蒙西采用物理合约；交易组织方式以双边协商、集中竞价、挂牌交易为主 [69] 现货环境下的广东电力中长期市场交易 * **设计理念与定位**：立足电力生产实际，服务实体经济，通过增加交易频次、开展常用曲线集中交易来提高流动性、降低风险，实现与全电量优化按小时出清结算的现货市场有效衔接，不鼓励投机套利 [74][75][76] * **市场主体**：包括符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司，需满足相应的计量、数据传送及申报能力要求 [81][82] * **交易品种与流程**： * **品种与频次**：包括双边协商（运行日D-3提交）、集中竞争（年度1次、月度1次、周1次）、挂牌交易（每周1次）及基数合约交易（集中每月1次，双边协商为运行日D-3提交）[80][84] * **双边协商**：交易标的为次周开始的合约电量，最小周期**7天**，采用自定义分解曲线和绝对电能价格，流程包括线下协商、意向提交与确认、交易校核及合同签订 [87][88][89][90][92] * **集中竞争交易**： * **概述**：年度、月度、周交易标的分别为次年年度、次月月度、次周周的市场合约电量，主要采用**M+D1**、**M+D2**两种常用分解曲线 [95] * **履约风险**：为规避售电公司因价格变动不承担经济责任的风险，引入交易履约风险概念并进行计算，例如某售电公司2月份持有合约应缴保函计算示例结果为**30万元** [97][99] * **流程**：分集合竞价（**9:00-9:25**，集中申报撮合）和自动撮合（**9:30-12:00**，连续报价撮合）两阶段，成交价确定规则复杂，例如参考前一笔成交价、买卖申报价中间值等 [106][108] * **挂牌交易**：交易标的为本年度次周至年底电量，最小周期为日历周，采用自定义曲线，流程包括信息发布、挂牌申报、摘牌、交易校核及结果发布 [110][112] * **基数合约交易**：集中交易标的为次月月度基数合约电量，协商交易标的为关停补偿电量，无需曲线分解，流程分别与集中竞争和双边协商一致 [114] * **市场合约要素**： * **新增要素**：现货环境下中长期合约在原有要素（交易单元、周期、电量、价格）基础上，新增**分解曲线**、**结算参考点**（统一选取全市场统一结算点）和**差价结算**（合约转为差价合约，不物理执行）[116][117][118] * **常用曲线分解**：采用**Y（年度分月）+ M（月分日）+ D（日分时）** 组合方式，其中D分为全天平均曲线**D1**和高峰时段曲线**D2** [120][122][126] * **交易合约约束**： * **价格约束**：对各类交易设置成交价格上下限，首个交易日基于首日指导价和涨跌停比例参数计算，正常交易日基于最新有效综合价格计算 [129][130][131] * **电量约束**： * **定义与额度**：设置**月度净合约量**（合约电量代数和）和**月度累计交易量**（合约电量绝对值和）上限，发电侧额度与装机容量、可用发电小时数相关（例如**60万kW**装机、**500小时**可用小时数，调整后上限为**3.9亿kWh**），用户侧额度基于历史用电量或报装容量确定 [132] * **可申报量约束**：针对协商、挂牌、集中竞争及基数合约等不同交易类型和发电/用户侧，设定了复杂的可申报电量计算公式，综合考虑净量额度、累计量额度、信用额度对应可交易电量及持有合约情况 [134][136][138][140][142][144][147]

全球及中国可再生能源发电能力预测（2026年） - 预计2026年全球风电平均可发电小时数约为2310小时，光伏约为1340小时，综合考虑气候变化与装机增长，全球风电、光伏、水电发电能力将分别提高6%、25%和7% [2][3][4] - 预测结果显示全球风光预测结果与观测的相关系数分别为0.93和0.97，偏差分别为4.5%和1.8%，证明预测准确性高，对中长期预测应用具有重要价值 [3] - 全球风光发电能力区域性差异显著，埃及、德国等16国风电可发电小时数增长，印度等17国下降；南非、澳大利亚等16国光伏可发电小时数增长，埃及、美国等19国下降 [4] 中国可再生能源发电具体展望 - 截至2025年底，中国风电光伏累计装机规模突破18亿千瓦，可再生能源发电装机占比超过六成 [2] - 预计2026年中国风电平均可发电小时数为2100小时，较2025年略有下降，考虑装机增长总发电能力将提高约2%；光伏平均可发电小时数为1320小时，与2025年基本持平，考虑装机增长总发电能力将提高约25% [4] - 中国处于东亚季风区，受多重因子综合影响，预计全国风电可发电小时数较2025年下降，光伏略有增长，水电有所下降，需特别关注西北风电和西南水电发电小时数下降的影响 [2][4] 预测技术发展与体系价值 - 报告采用的“气象要素预报-风光场站识别-新能源发电能力预测”三位一体预测框架，系统性实现全球风电、光伏发电能力的月度和年度预测，被世界气象组织誉为“能源与气象跨学科创新的里程碑” [3] - 2026年的年景预测对技术与算法进行了优化，拓展了水电预测内容、提升预测精度，形成了全球最为及时的风光水发电能力回顾-预测研究体系 [3] - 该预测有助于推进电力现货市场发展和新能源场站选址决策，为能源企业制定策略、签订中长期合同提供依据，并能明确未来资源稳定与波动较大的区域 [5] 可再生能源市场与政策背景 - 2025年全球可再生能源新增装机有望达到7亿千瓦左右，较2024年增长20% [5] - 中国2025年12月印发的《电力中长期市场基本规则》提到要统筹推进电力中长期与现货市场建设，适应新能源出力波动特点，推广多年期购电协议机制 [6] - 目前新能源占比较高的地区，新能源参与电力年度交易的比例约在20%到40%，而化石能源可能超过80%，长周期市场交易需要更稳定的预期以减少风险 [6] - 精准的发电能力预测有利于“十五五”时期中国从能耗双控转向碳排放双控阶段，帮助制定更科学合理的能源管控目标 [6]

文件概述 - 江苏能源监管办于2026年1月23日发布《江苏省电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》，向社会公开征求意见，征求意见截止日期为2026年2月23日 [2][3][90] - 该细则旨在规范江苏省电力中长期交易行为，维护市场主体合法权益，保证市场统一开放、竞争有序，是对《江苏省电力中长期交易规则（2023版）》的修订 [3][93] - 细则共涵盖市场成员、注册变更与注销、交易品种和方式、价格机制、交易组织、交易校核、合同管理、计量结算、信息披露、技术支持系统、风险防控及争议处理等11个方面 [2][88] 市场成员与准入 - 电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构（江苏电力交易中心、江苏电力调度控制中心）和电网企业 [2][95] - 经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体 [2][95] - 新型经营主体分为单一技术类（如分布式光伏、分散式风电、储能、可调节负荷）和资源聚合类（如虚拟电厂、智能微电网） [3][91][95] - 工商业用户原则上全部进入电力市场，暂未直接购电的由电网企业代理购电 [18] - 经营主体参与市场需满足财务独立、技术条件、计量能力等基本条件，并按月参与市场 [17][18][24] 交易品种与方式 - 电力中长期交易包含数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等不同时间维度的交易 [5][30] - 交易品种包括电能量直接交易（双边协商、集中交易）和合同转让交易 [31] - 集中交易方式包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等 [33] - 绿色电力交易（绿电交易）是指以绿色电力和对应环境价值为标的物的交易，初期主要面向未纳入或自愿放弃补贴的风电、光伏项目机制电量以外的上网电量 [32][42] - 省内光伏、风电机组机制电量以外部分电量可参加常规中长期交易或绿电交易，带补贴项目参加常规中长期交易，原有补贴政策继续执行 [2][54][89] 价格形成机制 - 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 [49] - 对直接参与市场交易的经营主体，原则上不再人为规定分时电价水平和时段 [2][55][88] - 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 [2][55][88] - 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，分别明确，环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [50] - 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 [52] - 集中竞价交易价格按照边际价格统一出清或撮合匹配价格确定 [57] 交易组织与运营 - 发挥中长期交易压舱石、稳定器作用，保障中长期高比例签约，明确发电侧、用户侧中长期签约比例不满足要求的超额收益回收和返还原则 [2][76][88] - 电力交易平台应实现统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范，支撑全国统一电力市场数据贯通 [13] - 电力交易机构应按月发布交易日历，交易公告需提前发布，连续开市的交易不再发布公告 [47][48] - 交易组织需进行交易出清校核和电网安全校核，校核有明确的时间要求（如数年、年度交易安全校核需5个工作日） [61][92] - 独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易，在充电时段按电力用户身份参与交易 [78] 合同管理与结算 - 市场成员应签订电力中长期交易合同，电力交易机构根据成交结果出具的成交通知单视为电子合同 [64][65] - 结算采用差量结算方式，中长期结算参考点选在用户侧 [74][75] - 发电侧和用户侧的电能量电费结算公式明确，与现货市场价格挂钩 [75] - 经营主体各类中长期合同、绿电合同电能量部分照付不议，偏差部分按现货规则结算 [76] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，新能源纳入机制的电量不重复获得绿证收益 [78][80] - 虚拟电厂在批发市场产生的费用按批发市场规则结算，其与分布式项目之间按聚合服务合同结算 [80] 市场运行与监管 - 电力调度机构负责电网安全校核，在紧急情况下可基于安全优先原则实施调度 [61][67] - 建立售电公司履约保障凭证额度预警机制，虚拟电厂参照执行 [29] - 对于连续12个月未进行实际交易的售电公司、虚拟电厂，电力交易机构可征得同意后停牌处理 [22] - 经营主体存在严重违规等情形，监管机构可责令整改或强制其退出市场，被强制退出的售电公司、虚拟电厂原则上三年内不得重新注册 [23][29] - 任何单位和个人不得操纵市场价格、进行不正当竞争，不得干预市场运行 [8][86]

《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 - 《电力中长期市场基本规则》的发布标志着电力中长期市场建设迈向“建设与运营并重”的新阶段，旨在保障市场健康发展、规范运行，并作为构建全国统一电力市场的重要制度支撑 [2] 中长期功能定位 - 规则从交易时序、出清校核、价格衔接三方面系统性强化中长期市场在保供应、稳预期、避风险、引投资中的“压舱石”作用 [3] - 交易时序双向延伸：要求数年、年度、月度交易定期开市，月内交易按日开市，兼顾规划稳定性与调整灵活性 [3] - 健全交易校核机制：在电网安全校核基础上新增交易出清校核，确保中长期合同符合电网实际运行条件，服务实物交割 [3] - 完善价格联动机制：要求直接交易用户由市场形成分时曲线，并推动月内等短期交易限价与现货限价贴近，以形成精准反映电力时空价值的价格信号 [3] 市场运营标准化 - 规则从业务流程、数据交互、技术平台三方面系统推进标准化建设，以构建全国统一大市场 [4] - 统一业务流程：要求市场运营机构按统一标准开展注册、交易组织、结算等工作，旨在消除省间操作差异，降低交易成本 [4] - 统一交互标准：要求电力交易平台间、交易平台与电网企业间按统一标准实现信息动态交互，旨在打破数据孤岛，支撑资源在更大范围优化配置 [4] - 统一平台规范：首次提出交易平台“四统一”、“备用双活”等要求，旨在筑牢安全底线并前瞻性布局更复杂高频的交易 [4] 风险防控体系化 - 规则从风险识别、监测预警、分类处置三方面系统构建全链条风控体系，以应对市场化改革深入带来的各类交织风险 [5] - 细化风险分类：首次将市场风险划分为电力供需失衡、市场价格异常、不正当竞争等五大类，为实施差异化精准化管控提供框架 [5] - 前置风控关口：要求建立风险方案及处置预案，并明确按日开展监测预警，推动风险防控从事后处置向事前预防、事中干预前移 [5] - 明晰干预权责：赋予运营机构执行干预措施的权限，并明晰实施条件及流程，旨在确保风险及时有效应对并避免干预缺位或越位 [5] 市场发展现状与展望 - 回顾“十四五”，湖北中长期市场已实现“D-2”连续运营和24时段融合交易，与现货高效衔接，市场经营主体数量首次突破1万家，市场化交易电量占全社会用电量比重近60% [5] - 展望“十五五”，湖北将在规则指引下，聚焦多市场衔接融合、多要素标准化管理、多风险智能化防控，加快建成“适度超前、运营卓越、治理现代、国内领先”的省级电力市场体系 [6]

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》旨在通过“一目标、两衔接、三覆盖”的核心逻辑，夯实全国统一电力市场“1+6”基础规则体系，以市场机制保障能源安全、促进绿色转型、稳定市场价格，并推动电力中长期市场纵深发展 [1] 坚定一个目标：以市场机制促进“保供应、促转型、稳价格” - **保供应**：强化中长期市场在稳定电力供需中的基础性作用，通过建立数年、年度等电能量交易机制和鼓励签订长周期交易合约，为电源投资和电网规划提供明确市场预期，同时创新短周期灵活交易机制以增强系统稳定性 [2] - **促转型**：规范绿色电力交易机制，明确绿色电力环境价值独立核算、分开结算原则，鼓励参与数年绿电交易并建立合同灵活调整机制，同时将虚拟电厂、分布式电源等新型经营主体正式纳入市场体系 [2] - **稳价格**：完善市场价格形成机制，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，首次提出中长期合同电价可签订固定价格或随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，以提供多样化风险管理工具并平抑价格异常波动 [3] 强化两个衔接：构建多层次市场协同运行体系 - **省间与省内市场衔接**：明确提出促进跨省跨区交易与省内交易“相互耦合”，在经济责任、价格形成等方面实现动态衔接，鼓励跨省跨区与省内电力中长期交易联合组织及区域内省间交易机制创新，以促进电力资源全国范围优化配置 [4] - **中长期与现货市场衔接**：明确了中长期、现货市场的时序衔接、出清协调和结算对接机制，推动月内交易按日连续开市并探索月度及以上期限交易连续开市，同时设置中长期结算参考点以实现与现货市场价格衔接，增强市场稳定性和可预期性 [4] 实现三个覆盖：打造全方位电力交易体系 - **空间覆盖**：明确建立跨电网经营区、跨省区、省内三级交易组织体系，由北京电力交易中心、广州电力交易中心联合组织跨电网经营区交易，按电网经营区组织跨省跨区交易，由各省（区、市）电力交易机构组织省内交易，实现全国范围内电力交易全覆盖 [6] - **时间覆盖**：明确建立覆盖数年、年度、月度、月内（含多日）的全周期交易体系，各周期交易相互衔接以全面覆盖不同时间尺度的电力交易需求 [6] - **品种覆盖**：明确电力中长期交易包括双边协商、集中竞价、滚动撮合、挂牌等多种方式，以满足不同经营主体的灵活交易需求 [6] 展望：立足山东实践，打造全国统一电力市场建设省级示范 - 2025年，山东按照“统一型、标准化、规范化”路径攻坚突破，形成了35项标志性成果，初步建成了“全国统一电力市场省级示范” [7] - 《基本规则》为山东电力市场更好地融入全国统一电力市场体系提供了指引，山东将进一步完善中长期交易机制，丰富绿色电力交易品种，强化市场风险防控，推动各类市场一体化设计、联合运营，为全国统一电力市场建设贡献“山东智慧”和“山东方案” [7]

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 - 《电力中长期市场基本规则》（《25规则》）是我国首个现货市场环境下的全国性电力中长期市场基本规则，旨在通过科学、有序、协调发展的中长期市场，支持新能源高质量发展和新型电力系统建设 [2][3] - 规则通过明确中长期市场“远”与“长”的双重内涵、纳入新型主体、优化交易方式与定价结算机制等关键变化，旨在降低新能源带来的不确定性和价格波动风险，提高市场流动性，并引导容量投资 [4][5][7][10] 中长期市场的内涵与作用 - 电力中长期市场中“中长期”包含“远”和“长”两重内涵：“远”指交易发生在距电力交割较远的未来（如提前一月/一年），“长”指交易覆盖较长的时段（如一月/一年的电量）[4] - 现货市场建立后，“远”和“长”可以分离，例如提前一月对某个峰荷时段的交易属于“远”但“短”的交易 [4] - 《25规则》明确电力中长期交易是“对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易”，涵盖了数年、年、月、月内等不同时间维度，从而区分了“远”和“长”的概念 [4] - 中长期市场的作用从“远”的角度看，是通过提前锁定供需、价格和收益来降低不确定性，应对“随机性”风险 [5] - 从“长”的角度看，是通过对较长时间范围内多时段电量的交易，利用电价对冲来降低价格波动，应对“波动性”风险 [5] 《25规则》的主要变化与发展 - 纳入新型经营主体：参与主体除发电、用户、售电公司外，新增了储能、虚拟电厂等，为未来交易体系创新提供依据，并聚焦于市场化交易 [8] - 明确权利与义务：将权利和义务分章节描述，更细致地规定了主体需提供的信息，如电厂的检修计划、实测参数，用户的负荷曲线，售电公司的套餐信息等 [8] - 优化交易方式以提升流动性：交易方式分为集中交易和双边协商，集中交易包括集中竞价、滚动撮合和挂牌 [9] - 要求数年、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，这些要求有利于提高市场流动性，应对新能源渗透率提高的风险 [9] - 纳入绿色电力交易：为绿电交易设置单独章节进行规范，鼓励参与数年绿电交易并探索常态化开市机制，建立灵活的合同调整机制，可按月或更短周期开展合同转让 [9] - 加强多年期交易描述：加强对多年期交易和购电协议的描述，以通过中长期交易更好地支撑和引导容量投资 [10] - 注重定价及结算与现货联动：强调除政府定价电量外价格由市场形成，同时需考虑与现货机制衔接，如合同价可与现货价格联动，结算可设置参考点并按差价或差量结算 [10] - 调整交易约束与校核：将《20规则》中的“安全校核”改为“交易校核”，分为交易机构负责的交易出清校核和调度机构负责的电网安全校核 [10] 价格管制原则 - 对于“远期”中长期合同，其价格及上下限管制应与现货市场尽量一致，有较大浮动范围，《25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” [6] - 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] - 对于“长期”中长期合同，由于多时段电价对冲，总价格波动较小，因此价格上下限管制应更加严格，需通过更精细的模型确定价格范围 [6]

核心观点 - 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，深化电力市场化改革，规则自2026年3月1日起施行，有效期5年 [1][3][5][66] - 核心方向是推动电力中长期交易价格由市场形成，减少行政干预，并统筹推进中长期与现货市场建设，以稳定市场运行并适应新能源发展需求 [1][2][14] 市场建设与总体要求 - 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、稳定市场运行的基础作用 [2][14] - 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，以推进区域电力互济和调节资源共享 [2][14] - 要求电力市场运营机构按统一标准开展工作，电网企业需与电力交易机构动态交互信息，技术支持系统需实现统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范 [14] 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、调度机构）和电网企业 [11] - 直接参与市场的电力用户全部电量需通过批发或零售市场购买，但不得同时参与两者；暂未直接参与的用户由电网企业代理购电，允许次月选择直接参与市场 [2][17] - 详细规定了发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业、电力调度机构及电力交易机构各自的权利与义务，涵盖市场参与、合同履行、信息披露、技术服务、结算担保等多个方面 [18][19][21][22][23][24][25][26] 交易品种与价格机制 - 电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易，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 [28] - 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，交易时需提供对应绿证，主要包括跨省跨区（含跨电网经营区）和省内绿电交易 [26][27][28] - 除政府定价电量外，中长期市场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；对电网代理购电用户，由政府根据现货市场价格水平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，环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [31] - 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 [2][39] 交易组织与执行 - 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 [34] - 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，电力交易机构需按月发布交易日历 [35][41] - 鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索其常态化开市机制 [2][40] - 绿电交易需确保发电企业与电力用户一一对应，实现环境价值可追踪溯源，并建立灵活的合同调整机制 [40] - 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，并规定了各类交易校核的完成时限（如数年、年度交易为5个工作日） [42][43][60] 合同、计量与结算 - 市场成员需签订电力中长期交易合同作为执行依据，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [46][47] - 计量方面，对共用计量点的发电机组按额定容量或发电量比例计算各自上网电量 [52] - 结算原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算，可采取差价或差量结算方式 [54] - 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算，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原则确定 [55] - 绿证根据可再生能源项目月度结算电量核发，并随绿电交易划转至买方账户 [55] 信息披露与技术支持 - 电力市场信息需按年、季、月、周、日等周期披露，披露信息需保留不少于2年，封存期限为5年 [57][58] - 电力交易平台需包含市场注册、交易申报、出清、结算、监测等功能模块，遵循全国统一数据接口标准，实现互联互通和“一地注册、全国共享” [59][60][87] - 平台需强化基础运行保障能力，满足连续运营要求，并对市场运行进行实时监测预警 [60][88] 风险防控与附则 - 电力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、技术支持系统异常、合同违约及其他市场风险 [61] - 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 [61] - 规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释，各地需据此拟定实施细则并于2026年3月1日前备案 [6][66][97] - 规则施行后，《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）等相关文件同时废止 [66]

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]