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国家发改委发文推进电力市场统一化！中长期交易新规释放这些机遇，电力企业速收藏2025 年 9 月 2 日，国家发改委《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》正式出炉，向社会公开征求意见至 10 月 3 日。这份新规不是简单的 “规则更新”，而是为全国统一电力市场 “定框架、明方向” 的核心文件 —— 从市场主体到交易品种，从价格机制到风险防控，几乎每一条都直接关系到电力企业的日常运营与长期布局。 今天这篇文章，我们不堆条款、不绕弯子，直接帮发电、售电、电网、新型主体（储能 / 虚拟电厂等）梳理 “新规到底意味着什么、必须抓住哪些信息、现在该做什么”，看完就能落地。 答案是：变的是 “游戏规则”，不变的是 “市场化大方向”。新规本质上解决了过去电力市场 “区域分割、主体缺位、规则不统一” 的痛点，核心指向三个 “新阶段”： 1. 全国统一市场：从 “各自为战” 到 “互联互通”过去跨省跨区交易，常因 “通道方向卡得死、两省规则对不上” 卡壳 —— 比如西北的风电想卖到华东，可能因为两地交易时段、结算标准不同，折腾半年还没落地。 新规明确：跨省跨区交易可突破常规通道方向，保供 / 消纳需求下能灵活调送电类型，还要求 “跨省与省内交易耦合衔接”。这意味着：风光大基地的电能更顺畅地 “送出去”，东部高耗能企业能更便捷地 “买绿电”，全国电力资源跟着 “供需信号” 流动，效率会大幅提升。 2. 新型主体 “转正”：从 “边缘参与” 到 “平等竞争”此前储能、虚拟电厂想参与市场，常面临 “身份不明确、收益没保障” 的问题 —— 比如独立储能充电成本难通过市场回收，虚拟电厂聚合的资源没法单独结算。 新规首次明确：新型主体与传统主体享有平等市场地位，独立储能 “放电算发电、充电算用户”，虚拟电厂可聚合分布式资源签合同、分结算。这相当于给新型主体 “发了入场券”，未来行业竞争不再是 “发多少电、售多少电”，而是 “聚合资源能力、调峰响应效率” 的比拼。 3. 价格市场化：从 “政策托底” 到 “供需说话”过去部分地区中长期电价 “跟现货脱节”，绿电的 “环境价值” 常被忽略，企业盈利多靠政策补贴。 新规直接明确：除居民 / 农业用电外，电量价格全由市场形成，绿电价格拆成 “电能量 + 环境价值”（环境价值不参与峰谷电价计算），合同电价还能跟煤电指数、现货均价联动。这意味着：靠 “政策红利” 躺赚的时代过去了，企业得靠精准预测、合约组合、风险对冲赚钱。 不同企业关注点不同，我们按 “主体类型” 拆分，每一条都是日常业务会碰到的 “关键项”：
新规意见反馈 10 月 3 日截止，现在不是 “等细则” 的时候，而是 “先准备、再反馈、抢先机”，分 3 步走： 第一步：先做 “合规检查”，避免踩红线这是基础，没合规一切都是空谈： ●身份合规：新型主体（如虚拟电厂）没注册的，赶紧按《电力市场注册基本规则》在交易平台注册，聚合的资源要签 “聚合合同” 并上传平台；发电企业确认绿电项目是否 “建档立卡”，没建档的补备案（不然没法参与绿电交易）； ●数据合规：售电公司整理代理用户的 “负荷曲线、用电类别”，确保交易申报数据准；电网企业检查与交易平台的接口，保证计量数据、用户档案能 “实时传”，别到结算时数据对不上； ●担保合规：售电公司、新型主体按规则交履约保函 / 保证金，金额不够的赶紧补（通常按 “代理用户年用电量 × 比例” 算），不然没法参与交易。 第二步：再做 “业务优化”，提升赚钱效率合规后，要针对性调整业务，把新规的 “红利” 接住： ●发电企业：优化合约结构 绿电多的企业，签 “数年 + 年度 + 月度” 组合合约（比如 50% 数年锁长期收益，30% 年度补规模，20% 月度灵活调）；火电企业用 “固定价 + 浮动价” 合约（60% 固定价稳收益，40% 跟煤电指数挂钩对冲煤价风险）。 ● 售电公司：强化用户服务 给工业用户做 “负荷预测 + 合约推荐”（高耗能用户推长周期固定价，商业用户推短周期浮动价）；给绿电用户做 “采购 + 绿证 + 碳足迹” 一站式服务，赚增值服务费。 ● 新型主体：聚焦资源聚合 虚拟电厂优先聚合 “可调节负荷”（如工业制冷、充电桩），跟电网签 “需求响应协议”，高峰时调负荷赚补贴；独立储能算好 “充放电价差”，低谷充电、高峰放电，同时试试参与调频辅助服务，多赚一笔。 |
