政策动态

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

是一个或多个聚合单元的运营主体。

新型经营主体与其他经营主体享有平等的市场地位，并按有关规定公平承担相关费用。

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。

意见稿还指出，虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等资源聚合类新型经营主体应具备对聚a合资源信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等能力。

价格机制

除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。

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机制以及力调电费等计算。省内绿色电力交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

合同电价可选择固定合同价格，也可与月度煤电价格指数、现货市场均价等进行联动。

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，由中长期分时段交易形成分时电价；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场分时价格水平，统筹优化峰谷分时段和价格浮动比例。

逐步推动月度、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。

跨省跨区交易价格由市场化方式形成，相关价格机制按照国家发展改革委、国家能源局有关规定执行。

因电网安全约束必须开启的机组，约束上电量超出其合同电量的部分，由各省（区、市）根据实际情况在实施细则中明确价格机制。

为避免市场操纵以及恶性竞争，政府价格主管部门可对申报价格和出清价格设置上、下限。价格上、下限可由电力市场管理委员会提出建议，报政府价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构审定。

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

为贯彻落实党的二十届三中全会关于建设全国统一电力市场的有关精神，规范电力中长期市场，维护电力市场秩序和各类经营主体合法权益，我们组织修订了《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

请登录国家发展改革委门户网站（www.ndrc.gov.cn），进入首页互动交流版块“意见征求”专栏，提出宝贵意见建议。电子邮件请发至guangrui@nea.gov.cn。

意见反馈截止日期为2025年10月3日。

感谢您的参与和支持！

附件：电力中长期市场基本规则（征求意见稿）

国家发展改革委

2025年9月2日