报告行业投资评级 - 报告未提供明确的行业投资评级 [1][2][3][4][5][6][7][8][9][10][11][12][13][14][15][16][17][18][19][20][21][22][23][24][25][26][27][28][29][30][31][32][33][34][35][36][37][38][39][40][41][42][43][44][45][46][47][48][49][50][51][52][53][54][55][56][57][58][59][60][61][62][63][64][65][66][67][68][69][70][71][72][73][74][75][76][77][78][79][80][81][82][83][84][85][86][87][88][89][90][91][92][93][94][95][96][97][98][99][100][101][102][103][104][105][106][107][108][109][110][111][112][113][114][115][116][117][118][119][120][121][122][123][124][125][126][127][128][129][130][131][132][133][134][135][136][137][138][139][140][141][142][143][144][145][146][147][148][149][150][151][152][153][154][155][156][157][158][159][160][161][162][163][164][165][166][167][168][169][170][171][172][173][174][175] 报告的核心观点 - 新版《电力中长期市场基本规则》旨在深化全国统一电力市场建设，以“统一规则、市场配置”为核心，通过统一技术标准、规范交易时序、完善多周期交易机制、扩大新型主体准入、强化与现货市场衔接、加强风险防控与信用管理，最终实现电力保供、低碳转型、价格稳定多元目标的协同平衡 [15][40] - 规则是电力体制改革后首个适合电力现货市场的全国性中长期市场规则，于**2025年12月17日**正式印发，并于**2026年3月1日**正式实施，有效期**5年**，同时废止了2020年版规则及绿色电力交易专章 [21][23][24][148] - 规则在章节结构上进行了优化，新增了“总体要求”、“市场技术支持系统”、“法律责任”章节，合并了“市场成员”与“市场注册”等章节，并将绿色电力交易从专章并入常规交易品种 [35] 规则总体内容简介 - **制定目的与适用范围**：旨在规范电力中长期交易行为，保护市场主体合法权益，保证市场统一、开放、竞争、有序，适用于全国电力中长期市场的全流程管理 [7][22][30] - **市场定义与成员**：电力中长期交易指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、月内等不同时间维度，市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体）、电力市场运营机构（交易机构、调度机构）和电网企业 [30][47][84] - **核心机制与流程**： - **交易组织**：跨电网经营区交易由北京、广州电力交易中心联合组织，跨省跨区交易由两者按经营区组织，省内交易由省级交易机构组织，鼓励联合组织 [30][56] - **交易校核**：明确分为交易出清校核（由交易机构负责）和电网安全校核（由调度机构负责），并规定了各周期交易校核的完成时限（如月内交易为1个工作日） [60][61][142] - **结算方式**：原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算，可按差价或差量方式开展，并设置电力中长期结算参考点与现货市场衔接 [30][72][73][74][102][104] - **信息披露**：按照年、季、月、周、日等周期开展，信息保留不少于2年，封存期限为5年 [30][145] - **风险防控**：明确风险类型包括供需失衡、价格异常、不正当竞争、技术系统异常、合同违约等，要求制定预案并加强监测预警 [89][163][165] - **法律责任**：明确对违规的电网企业、运营机构、经营主体，由电力监管机构依照《电力监管条例》等具体条款处理，构成犯罪的依法追究刑事责任 [68][70][71][75][77] 规则总体内容变化 - **完善经营主体覆盖**：明确将新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体纳入市场成员范围，并首次采用分开阐述权利与义务的方式，强化了各主体的分工与职责 [40][45][47][48][50] - **构建多层次市场体系**：推动跨省跨区交易与省内交易相互耦合，促进跨电网经营区常态化交易，鼓励区域电力互济和调节资源共享 [40][81][91] - **完善绿色电力交易机制**： - 扩大绿电交易主体与周期，鼓励参与数年绿电交易 [40][52][115] - 明确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，环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [33][113] - 强化可追溯性，要求发电企业与电力用户一一对应，确保绿电环境价值可追踪溯源 [51][115] - 允许绿电合同在确保可追溯前提下灵活调整，按月或更短周期开展合同转让，并需一并转让对应的环境价值 [55][122] - **提升流程与信息效能**： - 明确各类交易公告发布时限（如数年、年度交易至少提前3个工作日，月度交易至少提前1个工作日） [134] - 规定交易关键参数需在公告中明确，且过程中不得临时调整 [136] - 要求调度机构动态更新电网安全约束信息及发电机组可用发电能力 [138] - 根据交易情况及时调整并公布交易申报限额 [140] - **强化市场监管与风险处置**： - 明确价格主管部门分工，国务院价格主管部门定总体原则，地方制定实施细则 [153] - 除政府定价电量外，成交价格由经营主体通过市场形成 [32][155] - 为避免市场操纵及恶性竞争，由政府价格主管部门会同相关部门设置价格上下限 [38][159] - 要求电力交易平台对市场运行进行实时监测预警 [88][161]

新型储能装机规模与增长 - 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（136GW/351GWh），较2024年底增长84% [1] - 与“十三五”末相比，新型储能装机规模增长超40倍，实现跨越式发展 [1] - 2025年新增新型储能项目装机规模为62.24GW/183GWh [3][14] - 平均储能时长从2024年底的2.28小时提升至2025年底的2.58小时，增加0.30小时 [1] 新型储能地域分布 - 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%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7% [5][13] - 华北和西北是主要增长区，2025年新增装机分别为2188万千瓦（21.88GW）和1966万千瓦（19.66GW），分别占全国新增装机的35.2%和31.6% [5][13] 新型储能省份发展 - 2025年新增装机排名前列的省份：新疆1023万千瓦（10.23GW）、内蒙古1003万千瓦（10.03GW）、云南613万千瓦（6.13GW）、河北569万千瓦（5.69GW）、山东404万千瓦（4.04GW） [7][16] - 累计装机规模排名前三的省份：内蒙古2026万千瓦（20.26GW）、新疆1880万千瓦（18.80GW）、山东1121万千瓦（11.21GW） [7][16] - 河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东等8省区累计装机规模均超过500万千瓦（5GW） [7][16] 新型储能项目结构与技术 - 大型化趋势明显：截至2025年底，10万千瓦（100MW）及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点 [7][16] - 长时储能项目增加：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][16] - 独立储能占比提升：2025年独立储能新增装机3543万千瓦（35.43GW），累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点 [7][16] - 技术路线以锂离子电池为主导，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等合计占比3.9% [7][16] 新型储能运营效率 - 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 [9][18] - 国家电网经营区新型储能等效利用小时数为1175小时，南方电网经营区为1294小时 [9][18] 电力交易市场发展 - 2025年全国电力市场累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4% [11][20] - 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 [11][20] - 在交易中心注册的经营主体数量突破100万家 [11][20] - 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% [11][20] - 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 [11][20] - 多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时 [11][20]

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]

文章核心观点 - 贵州省电力市场化改革历经十年取得显著成效 市场化交易电量从2015年的174亿千瓦时跃升至2025年的988.04亿千瓦时 十年增长4.7倍 累计交易电量超6900亿千瓦时 标志着电力从计划调配的“产品”转变为市场配置的“商品” 构建起多层次、广覆盖、高效能的“立体电力市场” [1] 交易品种：从单一到多元生态 - 交易品种实现从单一到多元的系统性突破 形成“全周期、多品种、高频率”的智慧交易生态 [2][3] - 交易周期实现全覆盖 涵盖多年、年度、多月、月度、周度及日前和实时现货 2025年4月起中长期市场按工作日连续开市 [3] - 交易品种多样化 在传统电能量交易基础上 推出绿色电力、辅助服务、需求响应等新品种 [3] - 交易方式灵活化 包括双边协商、集中竞价、挂牌、竞拍等多种方式并行 [3] - 创新市场主体不断涌现 2025年3月完成全省首份独立储能中长期交易 储能成为独立市场主体 2025年8月省内2家虚拟电厂参与填谷需求响应并实现商业化运行 [2][3] 交易规模：从量变到质变 - 绿色电力交易实现跨越式增长 从2022年0.313亿千瓦时的“零的突破” 跃升至2025年的104.69亿千瓦时 四年间增长超300倍 [4] - 市场化交易规模持续扩大 十年间市场化交易电量从174亿千瓦时跃升至近千亿千瓦时 占省内售电量比重超六成 [6] - 市场主体数量大幅增加且结构优化 市场化交易用户从498家增长至8500家 注册市场主体总数超1.1万家 市场结构从大型工业用户主导转变为大、中、小微企业共同参与 [6] - 绿电交易生态效益显著 截至目前已为贵州减少二氧化碳排放超370万吨 供给侧有172家新能源企业入市 需求侧从龙头企业延伸至社会品牌活动 [5] 交易范围：从省内到全域互联 - 跨省电力交易实现常态化 2025年7月贵州大龙电厂1机组电力转供湖南 标志着“黔电送湘”由临时支援转向跨电网经营区常态化交易 与湖南、重庆等周边省份已建立常态化交易机制 [6] - 作为“西电东送”南部通道关键枢纽长期支撑粤港澳大湾区 2016年以来“黔电送粤”累计送电量近4000亿千瓦时 “十四五”期间约达1900亿千瓦时 [7] - 积极融入全国统一电力市场建设 2025年6月贵州电力现货市场启动连续结算试运行 实现了与广东、广西、云南、海南等省在规则、机制与运营上的协同 按计划南方区域电力市场将于2026年转入正式运行 [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》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]

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]

政策核心与目标 - 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，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序 [1][3] - 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][5] - 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][5] - 促进跨省跨区电力中长期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，鼓励区域电力互济和调节资源共享 [1][5] 市场成员与权利义务 - 电力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 [4] - 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 [6] - 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，允许次月选择直接参与市场 [6] - 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的各项权利与义务，涵盖合同履行、信息披露、技术服务、费用结算等多个方面 [6][7][8][9][10][11][12] 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 [13] - 绿色电力交易是以绿色电力和对应环境价值为标的物的交易品种，交易同时提供国家核发的绿色电力证书，主要包括跨省跨区、跨电网经营区及省内绿电交易 [13][14] - 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 [15] - 除政府定价电量外，成交价格应由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 [16] - 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，环境价值不纳入峰谷分时电价等计算 [16] - 中长期合同电价可签订固定价格或随市场供需、成本变化的灵活价格机制，对直接参与市场的经营主体不再人为规定分时电价水平和时段 [17] - 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 [17] - 将逐步推动月内等较短周期交易限价与现货交易限价贴近 [18] 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，跨省跨区交易由两者按电网经营区组织，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 [19] - 电力交易平台功能及人员配置应满足市场按日连续运营要求 [19] - 电力交易机构需按月发布交易日历，并提前发布交易公告，其中数年、年度交易公告需提前至少3个工作日，月度交易提前至少1个工作日 [20] - 交易出清校核由电力交易机构负责，电网安全校核由电力调度机构负责，校核时限根据交易周期不同，从1个工作日到5个工作日不等 [26][27] - 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，鼓励参与数年绿电交易并探索常态化开市机制 [24][25] 合同、计量与结算 - 市场成员应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 [28] - 电力中长期市场结算原则上以自然月为周期，按日清分、按月结算 [32] - 设置电力中长期结算参考点，作为电量在现货市场的交割点，参考点价格可由日前或实时市场出清价格确定 [33] - 结算可按差价或差量方式开展，未签订合同的经营主体按偏差电量结算 [33] - 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的原则确定 [33] - 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 [33] 市场支持系统与信息披露 - 电力交易平台需包括市场注册、交易申报、出清、结算、参数管理、信息披露、监测预警等功能模块 [35] - 平台应遵循全国统一数据接口标准，实现互联互通，并满足连续运营要求，建立备用或双活系统 [35][37] - 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” [37] - 电力市场信息需按年、季、月、周、日等周期披露，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 [35] 规则实施与过渡 - 本规则自**2026年3月1日起施行**，有效期**5年** [42] - 届时，《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）及《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号）将同时废止 [42] - 电力监管机构会同政府主管部门将组织电力交易机构根据本规则拟定各地和区域电力中长期市场实施细则 [42]

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]

黑龙江2026年电力外送交易情况 - 黑龙江2026年电力外送总成交电量达146.68亿千瓦时，同比增长19.3% [1] - 其中绿电外送成交电量34.31亿千瓦时，创历史新高 [1] - 通过跨区输电通道将低谷时段电力外送浙江，成交电量18.04亿千瓦时，实现与浙江的电力余缺互补并缓解电网调峰压力 [1] - 为满足华北、华东绿电需求，与北京、上海、江苏、安徽、浙江等地达成年度绿电外送交易，其中送北京绿电成交电量10.39亿千瓦时 [1] 绿色电力交易的作用与意义 - 绿色电力交易是推动能源转型与可持续发展的关键力量 [1] - 可解决跨区消纳能力不足导致的“弃风弃光”问题 [1] - 鼓励清洁能源发电企业积极参与市场，促使更多风能、太阳能等可再生能源转化为实际电力并输送到需求端 [1] 政策引导与全国统一电力市场建设 - 国家发改委、能源局联合发布通知，提出促进电力要素在全国范围高效流通，推动跨省跨区电力交易频率和规模持续增长，增强电网整体运行效率 [2] - 政策旨在落实西电东送等国家能源战略，发挥省间余缺互济作用，并推动跨经营区交易常态化开市 [2] - 政策通过统一交易规则、计量标准与结算方式消除制度性障碍，例如明确跨省交易电量以“落地端”计量为准，并建立全国统一的电力市场数据平台 [4] 当前挑战与解决路径 - 面临绿电资源与用电负荷中心的空间错配问题，需要打破跨区交易壁垒 [2] - 需加快建设和优化跨区输电通道，提高资源跨区域配置能力，使西部、北部等绿色资源富集地区的电力顺畅输送至经济负荷中心 [2] - 需探索更灵活的输电通道运营模式，如引入市场化输电权交易和输电容量竞价机制，通过价格激励实现输电资源高效利用 [2] - 需从需求侧设计激励机制，如构建绿色电力消费评价体系，纳入企业社会责任或政府采购标准，探索对高比例购买绿电的用户实施电费优惠、税收优惠或碳资产奖励 [3] - 需加强顶层设计，制定统一的跨区交易规则与标准，消除地方保护主义，营造公平开放的交易环境 [4] - 需加大对跨区输电通道的投资建设力度，根据资源分布与需求科学规划通道布局，提高输送能力与效率 [4] 市场转型与深远影响 - 跨省跨区电力交易的深化正推动中国能源治理体系向“全国一盘棋”转型 [4] - 跨经营区绿电交易常态化，使“西电东送”从“政府主导”转向“市场驱动”，增强了战略实施的可持续性 [3] - 市场化手段有助于破解清洁能源开发与利用的时空错配难题 [4] - 推动跨省跨区电力交易常态化是实现清洁能源大规模开发与高效利用的关键 [3]

外送电量规模与增长 - 陕西省年度外送电量首次突破千亿大关，达到1000.7亿千瓦时 [1] - 外送电量同比增长21% [1] 外送市场拓展 - 首次通过“网对网”模式将电力成功输送至京津冀、山东等华北地区 [1] - 西北电网通过陕西枢纽已将电力送达24个省（区、市） [1] 绿色电力交易 - 瞄准京津唐、江沪浙等高需求地区推动绿色电力交易 [1] - 实现绿电外送电量4.5亿千瓦时，为2026年进一步扩大绿电规模打下基础 [1] 电网基础设施建设 - 已建成运行包括陕北—湖北±800千伏特高压直流、榆林榆横至山东潍坊1000千伏特高压交流在内的5项输变电工程 [1] - 形成覆盖华北、华中、西南等多方向的电力外送网络 [1]