10月起 一批电力市场新规正式实施！

北极星电力市场网获悉，自2025年10月1日起，一批电力市场新政正式开始实施！

其中国家层面政策有：国家发改委、国家能源局发布的《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）、《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）。

地方层面政策有：《宁夏电力现货市场开展连续结算试运行工作的通知》（宁发改电力〔2025〕617号）、《关于开展江西省电力现货市场连续试运行的通知》（赣发改能源〔2025〕622号）、《四川省关于近期现货市场试运行安排的公告》、《河南电力现货市场连续结算试运行公告》、《江西省电力市场规则（试行4.0版）》（华中监能市场规〔2025〕82号）、《宁夏深化新能源上网电价市场化改革实施方案》（宁发改价格（管理）〔2025〕580号）、《湖北省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》（鄂发改价管〔2025〕222号）、《天津市优化峰谷分时电价机制有关事项》（津发改价管〔2025〕277号）、《云南省虚拟电厂建设管理办法（试行）》、《上海市关于本市电网企业代理购电工作有关事项的通知》（沪发改价管〔2025〕31号）、《陕西省鼓励燃煤自备电厂参与陕西电网调节工作的通知》（陕发改运行〔2025〕1325号）等。

此外，宁夏、河北南网两地近期发布了征求意见稿文件：《宁夏建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》、《关于优化调整河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知（征求意见稿）》，其中也标注了文件自2025年10月1日起执行。

详情如下：

国家层面

电力市场计量结算基本规则

国家发展改革委、国家能源局印发《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）。（全文阅读）

《规则》既是贯彻落实党中央、国务院进一步深化电力体制改革、加快建设全国统一大市场有关精神的重要举措，也是对之前政策文件的延续和完善。《规则》出台后，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、市场注册、计量结算为支撑的电力市场“1+6”基础规则体系构建完成，为建设全国统一电力市场奠定坚实规则基础。

参与电力市场的虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型经营主体遵照本规则执行，电力交易机构和电网企业以市场经营主体为单元开展结算。

结算原则上以自然月为周期开展。已发布的正式结算结果（含日清分结果）如有变化，应向相关市场经营主体披露变动原因和变动情况。其中：

（一）电力现货市场未连续运行时，开展年度、月度交易的地区，按自然月为周期进行结算；开展多日交易的地区，按最小交易周期进行量价清分，按自然月为周期进行结算。

（二）电力现货市场连续运行时，原则上采用“日清月结”的结算模式，按日对已执行的成交结果进行量价清分，月度结算结果应是日清分结果的累计值叠加按自然月结算的相关科目，按自然月为周期进行结算。

（三）电力辅助服务、零售等市场根据辅助服务市场、零售市场规则明确的周期开展清分，按自然月为周期进行结算。

电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录、分类明确疏导并详细列支。

关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知

国家发展改革委、国家能源局发布关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知(发改价格〔2025〕1192号)。文件明确，按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。（全文阅读）

项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。

可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。

地方层面

宁夏电力现货市场开展连续结算试运行工作的通知

宁夏回族自治区发展改革委发布关于开展宁夏电力现货市场连续结算试运行工作的通知。文件明确，9月29日至30日仅调电不结算（9月28日至29日组织9月29日至30日的日前现货交易），10月1日起实际结算（9月30日组织10月1日的日前现货交易）。（全文阅读）

本次结算试运行电能量市场开展中长期市场，省内日前、实时现货市场。辅助服务市场开展调频辅助服务市场、爬坡辅助服务市场，调峰辅助服务市场与现货市场融合。

宁夏电网省级及以上调度管辖的区内公网煤电机组以“报量报价”方式参与，已取得中长期交易合同且具备技术准入条件的集中式新能源场站以“报量报价”方式参与，直接参与或聚合的分布式及分散式新能源以“报量报价”方式参与，其余的分布式及分散式新能源以“不报量不报价，接受实时现货价格”方式参与，批发用户、售电公司以“报量不报价”参与现货交易，独立储能以“报量报价”方式参与，虚拟电厂以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与。

未按要求及时申报的，采用市场主体申报的缺省信息出清，缺省值也未申报的，发电侧按照现货最低限价40元/兆瓦时申报，用户侧按照中长期交易曲线申报，储能未申报则不进行调用。

现货交易申报、出清环节均设置限价，限价范围为40-800元/兆瓦时。后续若自治区发展和改革委出台相关政策文件，则根据政策内容，经对全市场公示后，修改现货交易申报、出清环节限价。

关于开展江西省电力现货市场连续试运行的通知

江西省发展改革委、国家能源局华中监管局发布关于开展江西省电力现货市场连续试运行的通知。（全文阅读）

其中提到，在《江西省电力市场规则（试行4.0版）》正式印发后，自10月1日起启动电力现货市场连续结算试运行，实现电力现货市场从“阶段性交易”转向“常态化运行”，检验市场运行、交易结算、风险防控等机制与协同联动能力。同时，做好电力市场建设与峰谷分时电价政策、新能源上网电价市场化改革、电网代理购电等工作的衔接。试运行满一年后，经过评估等程序转入正式运行。

四川省关于近期现货市场试运行安排的公告

国网四川省电力公司发布关于近期现货市场试运行安排的公告，本次第二次结算试运行时间于2025年9月26日24:00结束，9月27日-9月30日开展模拟调电试运行，10月1日起开展整月结算试运行。（全文阅读）

国网四川电力有限公司发布关于实施市场价格异常风险防范措施的公告。公告显示，自2025年9月29日起现货市场试运行期间实施相关防范措施。（全文阅读）

一是当全天实时出清价格累计8个小时低于0元/兆瓦时，即价格持续偏低，次日申报时，取消水电作为价格接受者的参与方式，同时将水电第一段报价分段容量系数A2调整为10%，其余报价分段容量系数A调整为22.5%，将水电第二段与第一段报价的报价分段价差系数β1调整为45元/兆瓦时，将燃煤火电第二段与第一段报价的报价分段价差系数β1调整为200元/兆瓦时，持续时间10天。

二是当全天实时出清价格累计8个小时达到电能量出清价格上限（枯水期取市场力缓解机制中的合理申报价格），即价格持续偏高，次日申报时，将水电报价分段容量系数A调整为20%，持续时间10天。

三是市场价格异常风险防范措施执行期间，水电、燃煤火电应按上述要求申报交易信息，若申报不符合要求或未及时申报的，则按价格异常风险防范默认值参与出清。价格异常风险防范默认值详见附表。

河南电力现货市场连续结算试运行公告

河南电力交易中心发布河南电力现货市场连续结算试运行公告，河南电力现货市场于9月30日由整月结算试运行无缝转入连续结算试运行。

发电侧：参与现行中长期交易的统调燃煤发电企业；统调新能源场站（含110千伏并网分散式风电、不含光伏扶贫电站）。

新增发电侧经营主体：厚德#1机、厚德#2机、协合风电场、渑韶光伏电站、朔光光伏电站。后续新准入经营主体按要求参与市场。

用户侧：普通市场化及代理工商业电力用户。

新型经营主体：统调独立储能电站、负荷聚合商

根据公告，连续结算试运行沿用9月整月结算试运行工作方案，售电公司峰谷电量比限制、中长期交易安全校核与9月工作方案一致，中长期合约曲线全部通过交易形成。建立试运行方案动态调整机制。现货专班结合实际情况组织研究试运行工作方案优化调整事项，报请政府主管部门批准后执行。十一假期期间，9月30日、10月3日、10月6日需进行未来3日市场申报。

江西省电力市场规则（试行4.0版）

华中能监局、江西省发展改革委、江西省能源局联合印发《江西省电力市场规则（试行4.0版）》（华中监能市场规〔2025〕82号），《规则》包括《江西省电力市场注册实施细则》《江西省电力中长期交易实施细则》《江西省电力现货交易实施细则》《江西省电力市场风险防控实施细则》《江西省电力市场结算实施细则》《江西省电力零售市场实施细则》，自2025年10月1日起执行，2025年9月江西电力现货市场调电试运行期间参照执行。

《规则》明确支持发电企业、售电公司、电力用户及储能、虚拟电厂等新型经营主体通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等多种方式参与市场，并细化了中长期交易分时段计量、现货市场全电量竞价等规则，推动电力资源配置从“计划调度”向“市场驱动”转型。

在绿色发展方面，新版规则首次系统规范了绿色电力交易机制，明确风电、光伏等可再生能源发电企业可通过市场化方式参与中长期及现货交易，并配套建立新能源可持续发展价格结算机制。

当预测系统备用容量不足时，市场运营机构可启动需求响应或调用跨省电力资源；若发现经营主体存在操纵价格、串通报价等行为，将依法处罚并公示。结算环节则采用“日清月结”模式，明确电能量电费、偏差电费、阻塞费用等分项计算规则，确保经营主体权益。

其中《江西省电力零售市场实施细则》明确，市场初期，为保障江西省零售用户价格平稳，并考虑售电公司运营成本的基础上，建立零售市场超额收益分享机制。各售电公司月度平均度电批零价差上限为10元/兆瓦时，高于10元/兆瓦时的部分进行零售市场超额收益分享，超出部分的零售收益由售电公司与其服务的零售用户按2:8比例分享，售电公司超额收益返还费用按对应服务的零售用户结算电量比例返还。（全文阅读）

宁夏深化新能源上网电价市场化改革实施方案

宁夏发展改革委、国家能源局西北监管局发布关于印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。（全文阅读）

其中提到，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可作为价格接受者参与交易。鼓励分布式（分散式）新能源项目直接或通过聚合方式参与市场交易。

完善市场交易和价格机制。建立健全现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，实现自愿参与日前市场。宁夏电力现货市场申报价格暂定上限为0.8元/千瓦时、下限为0.04元/千瓦时，后续根据电力市场运行情况适时调整。完善中长期市场交易规则，缩短交易周期、提高交易频次。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。

存量项目：

项目范围：2025年6月1日以前投产的新能源存量项目。

机制电量：分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式补贴项目机制电量比例为10%，2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10%。

机制电价：为宁夏燃煤发电基准价（0.2595元/千瓦时）。

执行期限：按照项目达到全生命周期合理利用小时数与项目投产满20年较早者确定。执行固定电价的新能源项目，按照原核定电价执行。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

增量项目：

项目范围：2025年6月1日起投产的新能源增量项目。

机制电量：初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，每年新增纳入机制的电量规模，可根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素适时调整。

机制电价：增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成。已投产和未来12个月内投产、且未纳入机制执行范围的新能源项目自愿参与竞价。综合考虑合理成本收益、绿色价值、市场供需、用户承受能力、有序竞争等因素，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时，后续视情况调整。

竞价时按报价从低到高排序确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。村级光伏帮扶电站项目按照农业农村部门相关政策执行。

执行期限：纳入机制的增量项目执行期限为12年。