文 | 国家发展和改革委员会 9月2日，国家发展和改革委员会发布关于《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》公开征求意见的通知。 意见稿指出， 促进 跨省跨区 交易 与省内交易相互耦合 、 有序衔接 。 推动 跨电网经营区常态化交易，促进电力市场互联互通 。 鼓励区域 内省间 交易 机制创新，协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享。 意见稿明确，电力中长期市场成员包括 新型 经营 主体 （ 含储能企业 、 虚拟电厂 、 负荷聚合商 、 智能微电网等 ） 。 新型经营主体 新型经营主体包括 单一技术 和 资源聚合 两类，其中资源聚合类新型经营主体 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。 同一聚合资源 在同一 时期 只能 与 一家 虚拟电厂 或负荷聚合商 签订 聚合服务合同 。 虚拟电厂、负荷聚合商所聚合的资源同时具有 上网电量、下网用电量时，应区分各时段的上下网电量，不得将下网用电量与其他项目上网电量 聚合抵消后结算。 建立并完善与 现有 电力市场 价格体系 衔接的 市场化需求响应 价格机制 ， 激励 虚拟电厂、负荷聚合商 主动参与市场化需求响应。 是一个或多 ...

电力市场基础规则体系构建 - 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 这是电力市场化改革的里程碑事件 [1] - "1+6"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] - 全国统一电力市场基础规则制度旨在建设高效规范/公平竞争/充分开放的全国统一电力市场 是落实党中央国务院重大决策部署的必然要求 [1] 电力市场发展历程与挑战 - 电力市场建设经历大用户直购电试点/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"过程 [1] - 存在市场规则体系不完整不统一/不当干预行为频发/交易品种功能重复/省间省内市场衔接不畅/市场主体利益保障不足等问题 制约电力资源优化配置 [1] - 2016年与2020年制定修订《电力中长期交易基本规则》 2023年印发《电力现货市场基本规则（试行）》 2024年修订《电力市场运行基本规则》形成"1+N"体系中的"1" [2] 规则体系完善进程 - 2024年4月出台《电力辅助服务市场基本规则》 规范辅助服务交易品种设立流程并健全费用传导机制 [3] - 近期印发《电力计量结算基本规则》统一电费收付要求 填补"1+6"基础规则体系最后空白 [3] - 同步编制出台《电力市场信息披露基本规则》《绿色电力交易专章》《电力市场注册基本规则》3项配套规则 健全"N"项配套基本规则 [2] 规则体系协同运作机制 - "1+6"体系是深度耦合协同运行的系统性规则 解决过去市场规则碎片化差异化问题 扫清电力市场规范运行制度障碍 [3] - 6个规则文件覆盖电力市场核心交易品种（中长期/现货/辅助服务）与关键运行环节（注册/信息披露/计量结算） 与《电力市场运行基本规则》紧密配合 [3] - 《电力市场运行基本规则》确定市场参与主体权责/交易机制/价格形成机制与风险防控措施 [4] 市场品种功能与支撑系统 - 中长期交易/现货交易/辅助服务交易作为市场"核心引擎" 分别维护市场基本稳定/反映实时供需关系/保障电网安全运行 [4] - 注册管理/信息披露/计量结算作为电力市场"身份证/账本/计算器" 构成保障市场公平透明高效的"后勤系统" [4] 未来市场发展方向 - 新型电力系统建设持续深化 中长期交易连续运营/现货市场全面推进/绿电交易规模快速增长/新型储能与虚拟电厂等新型主体加速入市 [4] - 国家能源局将健全"1+N"基础规则体系 打破市场分割和省间壁垒 实现各品类市场高效协同与有机衔接 [4]