全国电力市场统一“度量衡”落地，“1+6”规则体系重构万亿电费结算生态

电力市场化改革迎来里程碑式突破

8月初，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力市场计量结算基本规则》正式亮相，标志着我国全国统一电力市场“1+6”基础规则体系构建全面完成。

这一被行业专家称为电力市场“度量衡”的制度体系，从根本上解决了长期存在的市场规则“碎片化”和“差异化”问题。

与此同时，南方区域电力市场于宣布启动连续结算试运行，成为全国统一电力市场建设的首个区域性实践标杆。经过35个月筹备和12轮短期试运行，该市场实现了从周期性交易向每日不间断交易的历史性跨越。

 “1”为根基：《电力市场运行基本规则》作为整个电力市场的“地基和主干”，确立了市场参与主体的权责边界、交易基本框架和运行根本原则。

“6”为支柱：6项配套规则构成完整运行体系：

交易品种规则：中长期、现货、辅助服务交易规则，覆盖不同时间维度的电力交易

运行环节规则：信息披露、市场注册、计量结算规则，解决“谁交易、如何透明、怎么结算”三大核心问题

其中最新出台的《电力市场计量结算基本规则》作为体系的“最后一公里”，统一了结算科目样式、结算周期、计量单位等关键要素，明确规定结算周期原则上以自然月为基准，现货市场地区实行 “日清月结”模式。

南方区域电力市场成为首个全面落地“1+6”体系的试验区，其创新构建的 “1+N+5X”规则架构既遵循国家统一要求，又适应区域特色：

统一注册平台：实现“一地注册、区域共享”，市场主体数量已超22万个，占全国总量26%

交易机制突破：采用国内唯一的现货联合出清模式，每15分钟形成一个电价

技术支撑体系：依托国产化“天权”求解器，实现超6000个模型节点、120万项出清变量的实时计算

启动连续结算后，日均交易规模预计达38亿千瓦时，五省区现货市场全覆盖使价格信号更加真实连续。“同样1千瓦时电，不同时间的发电价格能差好几倍”

1. 效率革命

跨省交易成本下降：售电公司实现“一地注册、全国通行”，告别过去跨省业务需重复注册的困境

结算周期压缩：发电企业回款时限缩短至5-10个工作日，较传统模式提速2倍以上

2. 规则重构

结算精度提升：最小结算时段细化至小时级，现货市场按日清分

资金池禁令：第十四条明确“不得设置不平衡资金池”，所有结算项目独立记录、分类疏导

3. 风险重构

信用担保机制：售电公司需提交履约保函/保证金

新能源主体明确：虚拟电厂、新型储能被列为独立市场主体，上海已要求新能源电量100%入市

数据显示，全国电力市场建设已取得实质性突破：

经营主体达97.3万家（截至2025年6月），同比增长23.8%

跨省交易占比达25%（每4度电有1度跨省交易）

市场化交易电量占比62.7%（2024年）

根据国家规划， 2025年将初步建成全国统一电力市场，2030年实现全面建成的目标。下一步将重点推进：

1.规则衔接：各省级市场需在年底前完成与国家规则的对接

2.系统改造：计量自动化平台需支持小时级数据采集

3.绿电协同：南方区域绿证交易已占全国68%，跨区绿电通道建设提速

随着“1+6”规则体系落地，我国电力资源全国优化配置的制度性瓶颈被彻底打破。对发电企业而言，回款效率提升意味着现金流改善；售电公司获得全国化展业通道的同时也面临更严格的信用约束；电力用户则将享受更透明的电价形成机制。

这场始于计量结算规则的变革，终将重塑整个电力产业的交易生态和商业逻辑。当新疆的光伏点亮北京的夜晚，云南的水电驱动长三角的机器，中国经济的血脉因电力市场化改革而更加畅通。