2026年10月19日，国家发展改革委就《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》向社会公开征求意见，征求意见期至11月18日。此次修订以2023年印发的《电力现货市场基本规则（试行）》为基础，拟自2027年1月1日起施行，有效期5年。
从“试点探索” 到 “规则统一”，这份文件标志着全国统一电力市场建设正从地方差异化试错，迈入全国基础制度统一定型的新阶段。对发电企业、售电公司、电力用户，以及储能（885921）、虚拟电厂（886004）、负荷聚合商等新型经营主体来说，市场参与路径与运行要求将更加清晰。
四项重点调整
全国一盘棋：现货三级体系加快定型
征求意见稿最核心的变化，是首次在国家层面明确电力现货市场三级运营体系：省间电力现货市场、区域电力现货市场、省（区、市）电力现货市场。省间市场利用联络线剩余输电能力开展跨省互济，区域市场在多个省级电网范围内集中优化出清，省级市场在省（区、市）范围内集中出清。交易时序方面，明确日前市场、可靠性机组组合、日内市场、实时市场四类构成，各地可结合系统运行和市场建设需要选择实际构成。规则同时明确禁止地方保护、市场分割和区域壁垒，为跨省资源优化配置筑牢制度基础。
新型经营主体全面入场
规则明确新型储能（885921）、虚拟电厂（886004）、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目可全面参与现货市场，支持新能源（850101）与场站配套储能（885921）联合报价、一体化参与全流程市场交易。用户侧方面，提出加快推动发用两侧经营主体全面报量报价，在落实电力保供责任的前提下，稳妥推动用户侧参与省间现货市场。这将进一步拓展灵活调节资源参与市场的空间，也对资源聚合、负荷预测、调度执行和计量结算能力提出更高要求。
完善现货价格形成机制
价格机制方面，征求意见稿提出，电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，更好反映电力在不同时间和位置的价值。结算方面，区域及省级现货市场的发电侧经营主体原则上按所在物理节点价格结算；用户侧现阶段暂按全市场或分区统一结算点价格结算，支持具备条件的地区探索节点价格结算。针对保障系统安全运行所需的机组启动、空载等成本，规则提出建立合理补偿机制；当市场价格持续触及限值等条件出现时，可设置二级申报价格限值。同时，逐步推动调频、备用、爬坡等辅助服务与现货市场联合出清，并明确同一行为不应重复承担经济责任。
结算与风控体系优化升级
现货市场采用“日清月结”模式，稳步由差量结算转向差价结算，中长期合约回归金融对冲属性。结算管理方面，明确阻塞费用分配方式，延续不得设置不平衡资金池、各结算项目独立记录并分类疏导等规定。风险防控方面，细化市场暂停、中止和恢复的处置安排及信息披露要求。中长期合同需约定分时曲线、结算参考点，形成“中长期锁定收益、现货对冲波动”的协同格局。配套建立分级市场干预机制，压实市场主体责任。
市场变化更聚焦研判、响应与风控
本次修订强化了价格信号对资源配置的引导作用。对经营主体而言，竞争重点不仅在于拥有多少可调资源，也在于能否准确研判市场、及时响应调度、有效管理偏差与结算风险。将不同类型能源（850101）资产纳入统一运营体系，以算法和精细化管理提升交易与调节能力，正成为更重要的市场竞争因素。
协鑫能科（002015）深耕电力市场，售电业务覆盖全国25省市，虚拟电厂（886004）已覆盖10个省市，聚合可调负荷超1300MW、平台管理用户规模超31GW，形成多类型能源（850101）资产协同运营基础。依托能源（850101）资产运营与AI交易调度能力，公司把分散资源、市场信息与交易决策更紧密地衔接起来。协鑫能科（002015）AI能源（850101）交易服务系统整合气象数据、电力行情、行业政策及海量企业用能信息，实现负荷、风光出力及市场电价三位一体的精准预测，综合预测准确率稳定保持在94%以上，为市场研判、调度响应和偏差管理提供支撑。
