文章核心观点 国家发展改革委与国家能源局联合印发了《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，该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年 [8][9][75] 总体要求与市场建设 - **市场协同建设**：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 [3][18] - **适应新能源特点**：为适应新能源出力波动，将实现灵活连续交易，并推广多年期购电协议机制，以稳定长期消纳空间 [3][18] - **跨区域交易衔接**：促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接，开展跨电网经营区常态化交易，鼓励区域电力互济与调节资源共享 [3][18] - **统一运营标准**：电力市场运营机构需按统一标准开展市场注册、交易组织、结算与信息披露等工作，电网企业需与交易机构动态交互信息 [3][18] - **统一技术平台**：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 [18] 市场成员与注册 - **经营主体范围**：包括发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（如分布式电源、储能、虚拟电厂等） [15][77] - **用户参与方式**：直接参与市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，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，允许在次月选择直接参与批发或零售市场 [5][21] - **注册与互通**：经营主体需在电力交易平台办理市场注册，各平台应实现注册信息互通互认，确保“一地注册、全国共享” [20][87] 交易品种与方式 - **交易周期**：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 [15][35] - **开市安排**：数年、年度、月度交易应定期开市，可探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市 [35] - **绿电交易定义**：以绿色电力和对应的绿电环境价值为标的物，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证） [26] - **绿电交易类型**：主要包括跨省跨区绿电交易（含跨电网经营区）和省内绿电交易 [27] - **交易方式**：包括集中交易（如集中竞价、滚动撮合、挂牌交易）和双边协商交易 [29] 价格机制 - **价格形成原则**：除政府定价电量外，成交价格由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [6][32] - **绿电价格构成**：绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确；绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费计算 [6][33] - **合同电价灵活性**：中长期合同可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制 [6][34] - **分时电价规定**：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；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 [6][35] - **价格限价设置**：政府价格主管部门会同相关部门对申报价格和出清价格设置上下限，并逐步推动月内等较短周期的中长期交易限价与现货交易限价贴近 [7][38][39] 交易组织与执行 - **组织分工**：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经营区组织；省内交易由各省电力交易机构组织 [41] - **连续运营要求**：交易平台功能与运营机构人员配置需满足市场按日连续运营要求 [41] - **交易公告**：数年、年度等定期开市的交易，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；连续开市的交易不再发布公告 [42] - **绿电交易组织**：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；鼓励参与数年绿电交易并探索常态化开市机制 [46][51][52] - **合同管理**：市场成员需签订电力中长期交易合同，电力交易机构出具的电子交易确认单视为电子合同 [52][53] 计量、结算与信息披露 - **结算周期**：原则上以自然月为周期开展结算，按日清分、按月结算 [60] - **绿电结算**：电能量与绿电环境价值分开结算；绿证根据可再生能源项目月度结算电量核发，并随交易划转至买方账户 [62][79] - **信息披露周期**：按照年、季、月、周、日等周期开展，披露信息保留或可供查询时间不少于2年，封存期限为5年 [64][65] 规则实施与过渡 - **实施细则备案**：国家能源局派出机构需会同有关部门组织拟定各地和区域实施细则，并于2026年3月1日前报备 [9] - **规则生效与废止**：本规则自2026年3月1日起施行，有效期5年；原《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）及绿色电力交易专章同时废止 [75]

湖南省电力市场新规核心观点 - 湖南省正式发布电力市场系列试行规则，涵盖电力中长期、现货、调频辅助服务、零售等多个市场类型，标志着省内电力市场体系进入规范化、精细化运行新阶段 [1] - 规则明确将储能企业、虚拟电厂、聚合商等新型主体纳入各市场参与范围，并详细规定了其参与方式、技术参数和价格机制，为新型主体参与市场交易提供了清晰的制度保障 [2][3] - 市场规则在技术参数上进行了精细化设定，例如调频辅助服务市场对不同电源类型的响应时间、申报价格区间、出清容量上限等均有明确要求，并相比征求意见稿有所调整 [5][6] - 规则注重市场间的衔接与协调，明确现货市场运行期间不再单独开展省内调峰交易，并规定独立新型储能需按日选择参与现货市场或调频辅助服务市场，不可同时参与 [8][9] 市场参与主体 - 电力中长期市场参与主体包括储能企业、聚合商、虚拟电厂和智能微电网等 [2] - 电力现货市场参与主体包括独立新型储能和虚拟电厂等 [2] - 电力调频辅助服务市场参与主体包括火储联合、独立储能、虚拟电厂等 [2] 电力中长期市场交易内容 - 交易价格在"分时段交易基准价+上下浮动"范围内形成 [3] - 鼓励市场成员主动参与调峰 [3] 电力现货市场交易内容 - 对独立新型储能的准入规模要求为不小于5兆瓦/10兆瓦时 [3] - 独立新型储能按日自主选择以报量不报价方式参与市场，其充放电结算价格采用所在节点日前市场每小时的平均节点电价 [3] - 虚拟电厂同样以报量不报价方式参与，其结算价格采用日前市场统一结算点电价 [3] 电力调频辅助服务市场交易内容 - 对不同机组的考核响应时间有明确要求：燃煤、火储、燃气机组为60秒，水电机组为20秒，储能机组为5秒 [5] - 电网侧独立储能调频容量要求不小于10兆瓦，持续时间不低于1小时 [5] - 调频里程价格申报区间设定在4-15元/兆瓦 [5] - 调频单元出清容量上限设定为10兆瓦 [5] - 储能中标容量占总需求比例上限设定为40% [5] - 相比6月征求意见稿，调频单元出清容量上限从15兆瓦调整至10兆瓦，调频里程价格申报下限从3元/兆瓦调整至4元/兆瓦 [5] - 规则设定了详细的调频性能指标参数，如调节速率权重系数0.4、响应时间权重系数0.3、调节精度权重系数0.3、综合调频性能指标准入门槛Kd为0.3等 [6] 市场衔接机制 - 现货市场运行期间，不再单独开展省内调峰辅助服务交易 [9] - 现阶段，调频辅助服务市场与现货市场采用单独出清的方式运行 [9] - 独立新型储能必须且仅能按日选择参与现货市场或调频辅助服务市场中的一项 [9] 调峰辅助服务市场 - 湖南省内调峰辅助服务市场价格上限设定为不高于省内平价新能源项目上网电价450元/兆瓦时 [10] - 火电调峰报价实行分档限额：第四档（负荷率30%-35%）报价限额为400元/兆瓦时，第五档（负荷率<30%）报价限额为450元/兆瓦时 [11] - 新型储能的调峰报价限额为450元/兆瓦时 [11] - 负荷侧经营主体报价限额设定在100元/兆瓦时至260元/兆瓦时之间 [11] - 该细则自发布之日起实施，并同时废止了此前的相关试行细则 [10]