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能源电力公社获悉，2025年12月，国家发展改革委、国家能源局联合发布 《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起， 电力中长期市场的成交价格将由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。 至此，传统分时电价机制正被灵活市场价格取代，市场配置资源的决定性作用 将在电力领域得到更充分发挥。
随着新型电力系统建设的深入推进，中国电力市场正经历深刻变革。 非化石能源发电逐步转变为装机主体和电量主体，各类新型经营主体迅速发展。
然而，长期以来我国电力市场存在规则体系不完整不统一、市场交易品种功能重复、 省间省内市场衔接不顺畅等问题。这制约着电力资源在更大范围内共享互济和优化配置， 建立全国统一的电力市场基础规则体系变得尤为迫切。
此次发布的《电力中长期市场基本规则》是国家能源局构建的电力市场 “1+6”基础规则体系的重要组成部分。这一体系以《电力市场运行基本规则》为基础， 涵盖电力中长期、现货、辅助服务等主干规则，以及信息披露、准入注册、 计量结算等支撑规则，为全国统一电力市场建设扫清了制度障碍。
新规则首先重构了电力中长期交易的基本逻辑。 传统中长期交易以年度、月度为主，而新规强调“灵活连续交易”， 推广多年期购电协议机制。
规则将交易周期扩展为数年、年度、月度、月内等多个层次。 其中，数年交易以1年以上的电量作为交易标的物； 年度交易以次年年度内的电量为标的物； 月度交易以次月或特定月份的电量为标的物； 月内交易则按日连续开市。
这种设计使得交易更加贴近实际供需变化。 特别是适应新能源出力波动特点，月内交易原则上按日连续开市， 为新能源消纳提供了更灵活的市场机制。
此次改革最引人注目的变化是价格形成机制的变革。 未来，电力价格将更真实地反映市场供需关系。
文件明确规定： “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形成，第三方不得干预。”
对于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； 对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平， 统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。 同时，规则允许中长期合同电价既可签订固定价格， 也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
新规则特别强调跨区域市场协同。 文件明确提出要“开展跨电网经营区常态化交易”， 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。
这一安排与近期发布的《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》 形成政策合力，旨在打破国家电网与南方电网两大经营区之间的市场分割， 实现电力资源在全国范围内畅通流动。
在实际操作层面，该机制将推动实现 电网互联、资源互济、安全互保、平台互通、 主体互动和运营互商的“六互”协同。
新规则进一步明确了各类市场主体的权责边界。 直接参与电力中长期市场的电力用户，其全部电量 可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。
暂未直接参与电力中长期市场的电力用户， 按规定由电网企业代理购电，但允许在次月 选择直接参加批发市场或零售市场。
在绿色电力交易方面，规则鼓励经营主体参与数年绿电交易， 探索数年绿电交易常态化开市机制。 售电公司参与绿电交易时，应提前与电力用户建立代理服务关系， 并将绿电需求电量全部关联至代理用户。
新规则的实施将对整个能源电力行业产生深远影响。
对发电企业而言，特别是新能源企业， 收益模式将从“保障性收购+国家补贴” 转向“市场化收益+机制竞价”。 企业需要增强市场预判能力和风险管理能力， 否则将面临收益不确定性增加的挑战。
对售电公司而言，传统“固定零售合同、倒逼发电企业降价”的居间人模式 可能发生根本性变化。 新规则实施后，售电公司将面对多用户、多合约、多时段价格的复杂交易结构， 对市场分析能力和风险控制能力提出更高要求。
对电力用户，尤其是工商业用户而言， 更加灵活的电价机制意味着价格波动风险上升， 但同时也提供了通过优化用电行为降低用电成本的空间。 山东推行的“五段式”分时电价实践已证明， 合理调整生产工序可为企业节省可观的用电支出。
