2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号，以下简称“新规则”），新规则的发布标志着中国电力市场化进程迈入一个崭新的阶段。此次修订远非对2020年版规则的简单更新，而是一次立足新型电力系统建设与全国统一大市场战略背景下的系统性、方向性升级。其核心逻辑，是从过去侧重于规范具体交易行为，转向致力于构建一个统一开放、竞争有序的全国性电力市场体系，以制度创新回应高比例新能源并网、多元主体涌现和电力现货市场全面推进的时代命题。
1、重点差异剖析
制度定位与顶层设计：从指导手册到体系基石
此次修订首先完成了规则自身角色的蜕变：
一是战略定位的提升。新规则从“交易”变为“市场”，这一跃升的直观体现意味着视野从单笔交易的合规性拓展至整个市场的生态培育与健康运行。
二是体系结构的优化。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去规定。与此同时，它将绿色电力交易等关键机制深度融入各核心章节，这种重构既强化了国家层面基础规则的统一性与权威性，为破除地域壁垒奠定法理基础，也使规则本身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，体现了更高水平的制度设计。
市场机制与价格体系：迈向更灵活与更真实的信号
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，以更好适配新型电力系统的运行需求。一方面筑牢“压舱石”作用：推广多年期购电协议，并将“数年交易”纳入交易品种设计，这本质上是对高比例新能源并网背景下长期投资预期不足问题的制度回应。通过在中长期市场中引入更稳定、更具确定性的长期价格和电量安排，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，强化中长期市场在稳定供给和稳定预期方面的“压舱石”作用。另一方面增强灵活性：新规则在交易节奏上显著向短周期靠拢，明确月内交易原则上按日连续开市。这意味着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。市场主体可以通过更高频的中长期交易，动态修正合同结构、平滑偏差风险，从而减少对事后考核和被动现货暴露的依赖。
在价格机制上，新规则实现了历史性突破，废除了行政规定峰谷电价的政策。这意味着市场用户的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。此举被普遍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，从根本上发挥了市场在资源配置中的决定性作用。
市场生态与主体角色：正式扩容与权责深化
新规则深刻重塑了市场参与者的构成和互动方式。
最显著的变化是市场主体的正式扩容。规则吸收了此前见于零散文件中提及的“新型经营主体”这一概念，明确将虚拟电厂、负荷聚合商、独立储能等新兴业态纳入，赋予其与发、售、用等传统主体并列的市场地位。这不仅是对产业发展现状的确认，更是对未来市场结构的主动引导。围绕这些新主体，规则进一步细化了权责，例如赋予其获取所聚合分散资源信息的权利，这为虚拟电厂等商业模式规模化发展扫清了关键障碍。
此外，规则对市场风险的防范与市场间的协同提出了更高要求。它细化了操纵市场、持留容量等不正当竞争行为的界定，使监管更具操作性。更重要的是，明确提出要促进跨省跨区交易与省内交易在经济责任、价格机制上实现耦合。这一要求旨在打破旧有模式下省间与省内市场相对割裂的局面，推动电力资源在更大范围内实现优化配置，是建设全国统一电力市场不可或缺的关键一步。
2、战略转型与格局重塑
新规下的市场新图景与主体进化
新规则的实施不仅是条款的变更，更是一场深刻的市场化启蒙，它将系统性地改变电力行业的价值分配逻辑、竞争格局与商业模式。理解规则变化的表象之下所蕴含的战略意图，对于市场主体规划未来发展路径至关重要。
新规驱动的深层次变革：四个核心转向
从“电量为王”到“价值共生”的产业格局转向：
旧规则下的市场，本质是计划电量逐步放开的过渡性市场，发电侧的核心是争取发电小时数，用户侧的核心是获取电价优惠。新规则构建的则是一个价值多维化的成熟市场。电力商品的物理价值、时间价值、空间价值和环境价值被清晰剥离并独立定价。这意味着，一个光伏电站的收入，将不再仅仅取决于发了多少度电，而更取决于它在何时、何地、以何种方式售电。整个产业链的利润来源将从单一的、同质化的电量竞争，转向对多维价值的精细化管理与组合创新能力。
从“执行偏差”到“管理风险”的经营重心转向：
在旧规则框架下，市场主体的核心任务是与计划或合同对比，处理发电或用电的偏差，这更多是一个生产运营层面的问题。新规则下，随着行政性分时电价取消和价格完全市场化，价格波动风险取代物理偏差成为最大的经营不确定性。月度乃至按日连续开市的机制，将价格波动周期从以月为单位缩短至以日甚至更短周期为单位。因此，经营者的核心技能必须从确保计划与实际平衡，升级为预测价格、管理敞口、运用金融工具对冲风险。市场将无情地区分“电力生产者”和“电力资产经营者”。
从“政策产品”到“战略资产”的绿色电力转向：
旧规下的绿电交易，更像是一种体现社会责任的政策性、专场化产品，新规则强化“电能量价格+环境价值”的标准化分离定价、以及鼓励多年期交易，系统性完成了绿电的金融商品化改造。绿色电力将转变为一种具有长期稳定收益预期、可交易、可融资的标准化资产。对于购电方，购买绿电将从满足消纳责任或品牌宣传的“成本项”，转变为企业核心碳资产组合的“战略投资项”，直接关联其ESG估值与国际贸易竞争力。
从“省内平衡”到“全国优化”的资源配置转向：
“跨省跨区交易与省内交易相互耦合”的要求，其战略意义在于重建资源配置的逻辑起点。过去，电力平衡和资源配置主要以省为物理和行政边界。耦合机制意味着，全国统一电力大市场将成为资源优化配置的默认场景，省内市场是其中的有机组成部分。这必将引发一场深刻的“区位价值重估”：拥有低成本清洁能源、优越输电节点或灵活调节资源的地区，其电力资产的溢价能力将凸显；而传统的高负荷中心，可能面临更激烈的外来电竞争。资源将在全国范围内寻找最优组合，地域壁垒将被经济性所击穿。
市场主体的进化路径：重塑核心竞争力
发电企业（特别是新能源）：从资源开发商转变为资产运营商
能力再造：必须迅速培育电力交易与风险管控的核心团队，将交易能力置于与工程建设、安全生产同等重要的战略高度。投资部署功率预测、市场报价决策支持系统，从“看天吃饭”转向“看市发电”。
商业模式创新：积极探索将发电项目与多年期固定价格或灵活价格合同打包，作为具备稳定现金流、可证券化的资产进行融资或转让；与负荷聚合商、虚拟电厂合作，共同开发集成发电与灵活负荷的“可调度绿色能源包”新产品。
电力用户（高载能、可调节工商业）：从被动消费者转变为主动产消者
负荷资产化：必须认识到自身负荷曲线是具有市场价值的可调节资源。投资建设智能能源管理系统，将生产流程与电力市场价格信号深度耦合，实现负荷的柔性化、可编程化。
参与模式升级：从简单的“直购电”或选择售电套餐，升级为主动参与需求侧响应、辅助服务市场，甚至通过内部分布式能源和储能，在批发市场中扮演灵活调节的角色，将用电成本中心转化为潜在的利润中心。
售电公司：从价差套利商转变为能源资产管理与风险服务商
价值再造：单纯依靠信息不对称赚取批发零售价差的模式将难以为继。核心竞争力必须转向客户负荷的精细化管理能力、对发电资产的组合与定价能力，以及强大的金融衍生工具运用能力，为客户提供包含价格保险、绿色权益保障在内的综合能源解决方案。
技术驱动：发展成为以数据算法驱动的科技公司，通过人工智能精准预测客户用电和市场价格，实现购售电风险的自动对冲与优化。
新型经营主体（虚拟电厂等）：从试点示范转变为系统性关键力量
规模化与专业化：利用明确的市场身份，快速聚合海量分布式资源，形成足以影响局部市场价格的调节能力。运营重点从技术集成验证，转向提升市场博弈策略、资源调度算法和金融合约设计的专业化水平。
平台化演进：未来领先的虚拟电厂将可能演变为“分布式资源云运营平台”，不仅参与电能量市场，更成为调频、备用等辅助服务市场的主力军，并为电网提供局部平衡服务，成为新型电力系统中不可或缺的“数字电网”支撑。
《电力中长期市场基本规则》如同一份精心设计的基因图谱，预设了未来中国电力市场生态的进化方向。它宣告了一个旧时代的终结——那个以计划为底色、以电量为单一尺度、以地域为藩篱的时代正在落幕。同时，它也开启了一个新时代的序幕——一个由真实价格信号引导、多元价值驱动、全国资源协同、技术与金融深度融合的电力市场新纪元。
这场变革的深刻性在于，它不仅要求参与者做得更多，更是要求参与者转变角色定位。对于所有市场主体而言，最大的风险将不是市场的短期波动，而是在这场系统性进化中，未能及时识别方向并重塑基因，从而被留在了旧时代的生态位上。唯有深刻理解规则背后的市场哲学，并果断进行战略升维与能力重构，方能在新蓝海中航行致远。
