根据新修订的《电力中长期市场基本规则》，今后工商业用户将直接参与市场交易，不受分时电价影响

文｜《财经》研究员 马晨晨

编辑｜马克

2025年12月26日，国家发展改革委、国家能源局发布了新修订的《电力中长期市场基本规则》（下称《规则》），规范电力中长期交易业务环节，并细化电力市场风险防控要求。上一版《规则》于2020年6月印发，有效期五年。

2025年前三季度，全国中长期交易电量占市场总交易电量的95.9%，是有效平抑市场波动的“压舱石”。

此次修订界定了“不正当竞争风险”。相较于上一版的概括性表述——“发生恶意串通操纵市场的行为”，新规明确将其定义为“经营主体违规行使市场力操纵市场价格、持留容量、达成垄断协议等，或串通报价、哄抬价格，并严重影响交易结果的风险”。同时，《规则》要求各地制定电力市场风险防范及处置预案，并强化了电力市场运营机构的监测预警与报告责任。

新《规则》与近期监管部门的执法行动形成呼应。12月19日，国家能源局通报了五例电力市场典型违规事件，其中三例发生在江西、浙江和江苏的省级电力中长期市场交易中，违规情形包括发电企业间违规串通报价、同一发电集团下属企业违规集中报价，以及发电企业与售电公司违规串通报价。

华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利对《财经》表示，当前燃煤发电企业是不正当竞争的高发群体，这背后有市场环境和市场结构原因。

从市场环境来看，受136 号文影响，今年以来新能源大量投产并进入电力市场，煤电机组的利用小时数普遍被挤压，发电企业营收承压。尽管2024年起，煤电由单一制电价转为两部制电价，在电量电价的基础上增加了容量电价收益，但是各地补偿标准不统一。在电力现货市场、辅助服务市场、容量市场等市场机制尚未健全的情况下，部分发电企业产生了抬高中长期市场交易报价以弥补收入的动机。

从市场结构来看，经过“十四五”期间的“上大压小”（关停小机组、建设大机组）与资产重组，许多省份发电市场集中度显著提高，一省（自治区、直辖市）之内的市场主体往往仅剩十余家甚至数家。高度集中的市场格局，客观上为不同市场主体之间协商价格提供了便利，可能会滋生达成垄断协议等不正当竞争行为。

在王永利看来，破解这类问题，首先要健全电能量市场和辅助服务市场，丰富交易品种，让煤电价值通过市场交易得以充分体现。其次，政府需要主动测算交易价格的合理区间，才能在严重背离正常价格时及时干预。“发生在少数市场主体之间的串通报价等行为具有隐蔽性，但是从外部监管来看，可以从结果入手，长期的、一致的、严重偏离市场区间的报价往往能被认定为违规行为。”

除了强化不正当竞争风险防控，新《规则》还明确：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；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。

“直接参与市场交易的经营主体”通常是指10千伏及以上电压等级的工商业用户，部分省份对年用电量达到一定规模，例如广东对年用电量500万千瓦及以上的用户，有原则上直接参与市场交易的要求。以往，这些用户属于分时电价执行范围，按照夏、冬、春秋三季，设定峰、平、谷时段，有的省份会在用电最紧张的时段增设“尖峰电价”，在新能源大发时段增设“深谷时段”，用电价格上下浮动五到八成。

根据新《规则》，今后这些用户将直接参与市场交易，不受分时电价影响。对此，王永利认为，由于各地电力市场并未健全，为避免市场交易价格波动风险等对工商企业造成负担，各省（自治区、直辖市）出台细则落实该规则尚需时日。

此外，新《规则》还在市场成员、交易周期、交易限价，以及跨区交易、绿电交易、虚拟市场等方面作出调整。例如，在原有的市场成员中加入“新型经营主体”，推动中长期交易向“更长”和“更短”周期延伸；开展跨电网经营区常态化交易；推动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等。

责编 | 张雨菲

封图来源 | 视觉中国