《电力中长期市场基本规则》核心变化与亮点

新规则名称由《电力中长期交易基本规则》变为《电力中长期市场基本规则》，虽仅一词之差，但内涵发生根本性质变。旧规则侧重于“交易”行为本身，如交易品种、组织方式、结算等具体操作流程；新规则则构建了完整的“市场”生态体系，新增“市场成员”“风险防控及争议处理”“法律责任”等独立章节，涵盖市场主体、交易标的、价格机制、运营监控、风险处置等市场全要素，实现了从管理具体交易向构建市场治理体系的转变。

同时，新规则在内容上做了显著的“加减法”：主动删减了旧版中关于市场注册、计量结算、信息披露等普适性管理细节，将这些内容交由其他专项基础规则规定，强化“1+6”基础规则体系的统筹衔接；将绿色电力交易等关键机制深度融入各核心章节，使规则更专注于中长期市场特有的价格形成、风险管理和合同机制。

新规则不再局限于“年度及以内”的传统边界，而是同时向更长周期和更短周期延伸。

一方面筑牢“压舱石”作用：推广多年期购电协议，将“数年交易”纳入交易品种设计，有助于为新能源、电源侧灵活性资源等提供跨周期的收益锚点，稳定长期供给和价格预期。

另一方面增强灵活性：明确月内交易原则上按日连续开市，使中长期市场不再只是阶段性撮合的“静态合同市场”，而是逐步具备准连续运行特征，在时间颗粒度上与现货市场高度贴近，市场主体可通过更高频交易动态修正合同结构、平滑偏差风险。

新规则在价格机制上实现历史性突破。

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，分时电价曲线将完全通过双边协商或集中竞争形成，实时现货市场的价格信号得以无阻碍地传导。此举被视为电力市场进入成熟现货阶段的核心标志，使电力商品在不同时间、不同空间的价值差异得以真实显现。

同时，中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，并推动月内等较短周期交易限价与现货交易限价贴近，形成精准反映电力时空价值的连续协同价格信号。

实施时间：自2026年3月1日起施行，各地正在分批落地。

新规则将绿色电力交易作为核心交易品种之一，完全融入主体规则，而非作为独立的补充文件，实现了绿电交易与常规中长期交易在价格机制（电能量价格与环境价值分离）、合同管理（允许合同转让并一并转让环境价值）、结算规则等方面的全面并轨和一体化设计。此举结束了绿电交易“体外循环”的状态，使其成为电力市场不可分割的组成部分，确保绿色环境价值能够通过市场机制得到高效、无歧义的传导和兑现。

需要特别说明的是：绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。但参与绿色电力交易的可再生能源发电项目，初期为风电、光伏发电项目，条件成熟时可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源（常规水电等暂不参与）。绿电交易对应的绿证根据月度结算电量统一核发并随交易划转，实现可追踪溯源。

新规则首次明确定义了“新型经营主体”。

根据附件“名词解释”第1条：单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。

新规则清晰界定了新型经营主体的权利与义务，支持分散资源通过签订聚合服务合同（见正文第六十四条：“分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参与电力中长期市场”），以聚合单元身份参与电力中长期市场，使分布式电源、储能、电动汽车、可调节负荷等零散资源得以“化零为整”，激发源荷互动下的灵活调节潜力，为虚拟电厂等新业态参与市场扫清了制度障碍。

新规则构建了“省内交易”“跨省跨区交易”和“跨电网经营区交易”的清晰架构。

确定了跨电网经营区交易组织方式，由北京电力交易中心、广州电力交易中心联合组织，常态化开展交易；鼓励跨省跨区与省内电力中长期交易联合组织，推进区域电力互济、调节资源灵活共享。

同时，明确电力交易平台需实现“四统一”——统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息纵向贯通、横向互联。

新规则要求电力交易平台功能、人员配置应满足电力中长期市场按日连续运营要求，建立备用系统或并列双活运行系统，强化基础运行保障能力。

市场运营机构需按照统一标准开展市场注册、交易组织、交易结算等工作，消除各省在业务操作层面的差异，为市场主体提供透明、便捷的服务。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”。

新规则将电力市场风险类型分为六类（见正文第八十九条及附件“名词解释”第8条）：电力供需失衡风险、市场价格异常风险、不正当竞争风险、技术支持系统运行异常风险、合同违约风险及其他市场风险。为实施差异化、精准化的监测与处置提供了清晰框架。要求制定电力市场风险防范及处置预案，按日开展监测预警，推动风险防控从“事后处置”向“事前识别、分类防范”前移。同时明确电力市场运营机构执行市场干预措施的权限与程序，在紧急风险发生3日内向电力监管机构、政府有关主管部门提交报告。