全国统一电力市场规则体系构建 - 国家发展改革委和国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，标志着“1+6”基础规则体系初步构建完成，涵盖电力市场各品种各环节 [1] - 规则体系以《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、准入注册、计量结算规则为支撑 [1] - 该体系完成电力市场化改革从区域分散探索向全国统一规范运行的重大历史性跨越，为市场规范有序运行提供制度支撑 [1] 规则体系建设历程 - 2016年《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，为市场化交易破冰开局，并于2020年完成修订 [4] - 2023年《电力现货市场基本规则（试行）》推出，总结山西、广东、甘肃等多地试点经验，推动现货市场稳妥有序实现全覆盖 [4] - 2024年修订《电力市场运行基本规则》，以部门规章形式印发，确立“1+6”体系中的“1” [5] - 2024年陆续印发绿色电力交易专章、信息披露规则、注册规则、辅助服务市场规则，最终通过计量结算规则填补体系最后空白 [5][6] 规则体系协同运行机制 - 《电力市场运行基本规则》作为基石与总纲，确立市场基本架构、运行原则、权责边界和治理框架 [8] - 中长期交易规则提供锁定电量与价格的主渠道，是市场稳定的“压舱石” [8] - 现货市场规则通过集中优化出清生成分时价格信号，提升电力安全保供能力和新能源消纳能力 [9] - 辅助服务市场规则建立调频、备用等服务的市场化补偿机制，向新型储能和虚拟电厂等主体开放 [9] - 注册规则建立全国统一注册平台和标准流程，实现“一地注册、信息共享” [9] - 信息披露规则规范交易前、中、后期信息内容、格式、频率与渠道，提升市场预测准确性与公信力 [10] - 计量结算规则统一规范计量数据采集、结算周期、电费收付流程，维护市场秩序和主体权益 [10] 市场运行成效 - 2025年1-6月全国市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，其中跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [13] - 绿电交易电量1540亿千瓦时，同比增长49.3%，绿证交易量达4.46亿个，同比激增364% [13][15] - 省内市场建设加快，6个地区电力现货市场转入正式运行，6个地区步入连续结算试运行，11个地区完成整月以上结算试运行 [14] - 跨省跨区市场取得突破，长三角电力市场起步，省间电力现货市场转入正式运行，南方区域电力市场启动连续结算试运行 [14] - 市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%，发电侧燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分气电、核电、水电参与交易 [15] - 用户侧工商业用户实现全覆盖，新型储能和虚拟电厂等新型主体蓬勃发展 [15]

政策发布背景与意义 - 国家发展改革委和国家能源局于8月6日联合印发《电力市场计量结算基本规则》[2] - 政策旨在解决全国统一电力市场推进中出现的计量管理不规范、单位不统一、流程衔接不畅及电费结算不及时等问题[2] - 该规则是深化电力体制改革和加快建设全国统一大市场的重要举措，标志着电力市场“1+6”基础规则体系构建完成[2] 规则核心内容与适用范围 - 电力市场结算涵盖电能量交易结算、电力辅助服务交易结算及容量交易结算[2] - 结算原则上以自然月为周期开展[2] - 规则适用于煤电、新能源、工商业用户等全面参与电力市场的各类主体[2] 结算流程与职责划分 - 市场结算分为交易机构形成结算依据和电网企业开展电费结算两个核心环节[3] - 电力交易机构负责汇总结算数据、编制结算依据并协调相关问题[3] - 电网企业负责提供计量数据、出具电费账单、进行电费收付并协调电费结算问题[3] - 规则首次明确并规范了电网企业核对结算依据的职责和流程[4] 计量与结算业务规范 - 要求市场经营主体具备独立计量条件，计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点[4] - 统一了度量单位和结算科目式样，并规范了结算全业务流程和时限要求[4] - 现货市场连续运行地区原则上采用“日清月结”的结算模式[4] 风险管理与配套措施 - 要求交易机构开展结算风险评估，市场经营主体需交纳履约保函、保证金等结算担保品[4] - 电网企业可对逾期未付款主体向交易机构提出结算担保品使用申请[4] - 规范了发电企业、用户侧与电网企业的电费收付流程，以及增值税发票开具、电费结算协议签订等管理内容[4]

全国统一电力市场建设又迎新进展。 值得关注的是，《规则》首次明确了电网企业核对结算依据的职责，并规范了核对流程。 在推动电力市场计量结算业务统一方面，《规则》特别加强了计量业务管理。按照《规则》要求，市场 经营主体应具备独立计量条件，计量装置应满足最小结算单元要求并安装在产权分界点，计量数据要满 足结算最小时段和周期要求。 在结算方面，《规则》明确了市场经营主体、电力交易机构、电力调度机构、电网企业等各类市场成员 结算方面的权利与义务；规范了结算准备、结算依据和电费账单编制与发布、电费收付、追退补和清算 等结算全业务流程和时限要求；统一了度量单位和结算科目式样；统一了结算周期，原则上现货市场连 续运行地区采用"日清月结"的结算模式。 在结算风险管理方面，《规则》要求交易机构组织开展结算风险评估，市场经营主体也需要按规定交纳 履约保函、保证金等结算担保品，电网企业则需对逾期未付款的市场经营主体，向交易机构提出结算担 保品使用申请。 8月6日，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》(下称《规则》)通知。 《规则》明确了电力市场计量结算的依据、适用范围、计量装置管理要求等。 国家能源局有关负责人 ...

全国统一电力市场建设进展 - 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》，明确计量结算依据、适用范围及管理要求，旨在解决各地计量管理不规范、单位不统一等问题 [2][3] - 《规则》是深化电力体制改革的重要举措，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础的"1+6"电力市场基础规则体系构建完成 [3] 电力市场结算机制 - 结算分为电能量交易、辅助服务交易、容量交易等，原则上以自然月为周期开展 [3] - 结算流程分为交易机构形成结算依据和电网企业开展电费结算两个环节，明确交易机构与电网企业的职责分工 [4] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责，并规范核对流程 [5] 计量与结算管理 - 要求市场经营主体具备独立计量条件，计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点 [5] - 统一结算业务流程和时限要求，现货市场连续运行地区采用"日清月结"模式 [5] - 统一度量单位和结算科目式样，规范发电企业与电网企业、用户侧与电网企业的电费收付流程 [5][6] 结算风险管理 - 交易机构需开展结算风险评估，市场经营主体需交纳履约保函、保证金等担保品 [6] - 电网企业对逾期未付款的市场经营主体可申请使用结算担保品 [6] - 首次在基本规则层面规范增值税发票开具、电费结算协议签订等管理内容 [6]

政策发布与意义 - 国家发展改革委、国家能源局发布《电力市场计量结算基本规则》，标志着涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成 [1] - 该规则填补了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系的最后一块空白，为建设全国统一电力市场奠定坚实规则基础 [3] - 统一电力市场规则是落实国家建设全国统一大市场战略部署的必然要求，是电力市场打地基、立规矩的基础工程 [4] 规则出台背景与目的 - 随着全国统一电力市场建设深入推进，煤电、新能源、工商业用户全面参与市场，各地计量管理要求不规范、单位不统一、流程衔接不顺畅等问题逐渐凸显，亟需国家层面统一规范 [2] - 规则旨在规范电力市场计量结算行为，强化结算风险管理，统一电费收付要求，切实维护各类经营主体合法权益 [2] - 以往电网对发电企业的结算周期差异巨大，有的地方是10个工作日，有的是20个工作日，有的在1个月以上甚至更长 [2] 计量业务规范 - 规则要求市场经营主体应具备独立计量条件，计量装置应满足最小结算单元要求并安装在产权分界点 [2] - 计量数据需满足结算最小时段和周期要求，计量装置实行定期校核，并明确了校核费用的承担方式 [2] 结算业务规范 - 规则明确了市场经营主体、电力交易机构、电力调度机构、电网企业等各类市场成员在结算方面的权利与义务 [3] - 规范了结算准备、电费账单编制与发布、电费收付、追退补和清算等结算全业务流程和时限要求 [3] - 统一了度量单位和结算科目式样，统一结算周期，原则上现货市场连续运行地区采用“日清月结”的结算模式 [3] - 要求交易机构开展结算风险评估，市场经营主体按规定交纳履约保函、保证金等结算担保品 [3] - 明确了用户侧与电网企业电费收付流程要求，规范了增值税发票开具、电费结算协议签订、承兑汇票使用等管理内容 [3] 统一规则带来的效益 - 统一规则实现了“一地注册，全国同行”，解决了以往企业在不同省份需按多套不同规矩准备材料的问题 [4] - 统一信息披露规则为市场提供了透明度，企业可了解到电价、供需情况、交易结果等重要信息，辅助决策 [4] 规则体系特点与未来展望 - “1+6”基础规则体系是在总结地方“1+N”试点经验基础上形成，具有灵活性，为持续优化完善留出空间 [5] - 随着新型电力系统和市场建设深化，国家能源局将不断健全完善“1+N”基础规则体系，进一步打破市场分割和省间壁垒 [5] - 未来将实现中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等各品类市场的高效协同和有机衔接 [5]

政策背景与目的 - 政策旨在解决全国统一电力市场推进过程中出现的计量管理不规范、单位不统一、流程衔接不畅、电费结算不及时等问题[3] - 政策是对2015年电改以来《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》等文件的延续和完善[3] - 标志着电力市场"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规则基础[4] 规则主要内容 - 共包含6章56条 涵盖总则、总体要求、计量管理、结算管理、监督管理和附则[5] - 明确制定依据、相关定义和适用范围 理清各市场成员权利与义务[5] - 规范计量装置管理和计量数据管理要求 提出结算准备、电费结算、追退补和清算等全流程要求[5] 计量结算业务统一要求 - 要求市场经营主体具备独立计量条件 计量装置需满足最小结算单元要求并安装在产权分界点[6] - 统一结算周期 现货市场连续运行地区采用"日清月结"结算模式[6] - 首次在基本规则层面明确用户侧与电网企业电费收付流程 规范增值税发票开具和承兑汇票使用管理[7] 机构职责划分 - 电力交易机构负责汇总结算基础数据并出具结算依据 组织协调结算依据问题[8] - 电网企业负责提供计量数据 出具电费账单并开展电费收付 组织协调电费结算问题[8] - 首次明确电网企业核对结算依据的职责并规范核对流程[8] 结算时序规范 - 统一要求每月第5个工作日前出具上月结算依据（核对版） 1个工作日内完成核对和确认[9] - 每月第8个工作日前发布正式结算依据 第10个工作日前发行上月电费账单[9] - 此前部分地区电费结算时间长达1个月 新规显著压缩结算周期[9]

电力市场计量结算基本规则发布 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》[1] - 文件编号为发改能源规〔2025〕976号[2] - 发文对象覆盖全国省级能源主管部门、主要电力央企及交易中心[3] 政策执行范围 - 涉及国家电网、南方电网等12家大型电力央企[3] - 包含北京/广州电力交易中心及内蒙古电力集团等区域市场主体[3] - 要求所有被通知单位严格遵照执行[3] 政策背景与目的 - 为加快建设全国统一电力市场体系而出台[3] - 重点加强电力市场计量结算标准化管理[3] - 政策发布日期为2025年7月18日[3]

电力市场计量结算基本规则核心观点 - 国家发改委、能源局印发《电力市场计量结算基本规则》，旨在加强全国统一电力市场计量结算管理，维护市场秩序和成员权益 [2][7] - 规则明确电力市场结算包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易三类，结算周期原则上以自然月为单位 [8][9] - 引入"日清月结"模式：现货市场连续运行时按日清分、按月累计结算；非连续运行时按最小交易周期清分后按月结算 [11][12] - 首次将虚拟电厂、新型储能等新型经营主体纳入结算体系，要求以市场主体为单元开展结算 [9] 结算体系架构 结算分类与周期 - 电能量交易结算：现货市场未连续运行时按月结算，连续运行时采用"日清月结"模式 [11][12] - 电力辅助服务结算：按辅助服务市场规则周期清分后按月结算 [12] - 容量交易结算：单独设立结算科目，与其他交易品种独立计算 [11] 计量标准 - 统一度量单位：电量用兆瓦时（保留3位小数）或千瓦时（整数），电费用元（保留2位小数） [12] - 最小结算时段依据计量数据、交易合同、出清结果等确定，每个时段费用单独计算 [10] 市场主体权责划分 电网企业 - 负责电费账单编制发行、资金收付及欠费催缴，需在每月第10个工作日前完成账单发行 [33][42] - 承担计量装置安装维护责任，需建设自动化系统实现远程采集，数据误差超过标准时由产权方承担校核费用 [20][22] 电力交易机构 - 负责汇总基础数据并编制结算依据，每月第5个工作日发布核对版，第8个工作日发布正式版 [38][39] - 需组织零售合同签订，售电公司批发与零售市场费用需分开结算 [34] 发电企业与用户 - 发电企业需在收到电费账单后5个工作日内开具发票，电网企业需在发票开具后5-10个工作日内完成支付 [43][44] - 用户逾期未缴费将纳入征信系统，电网企业可依法中止供电 [35] 特殊情形处理 - 数据异常处理：计量数据缺失时需在下一结算周期补全，追退补追溯期不超过12个月 [26][48] - 争议解决机制：市场主体可通过市场管理委员会调解，或向监管机构申请仲裁 [41][52] 实施安排 - 规则自2025年10月1日起施行，有效期五年，由国家发改委、能源局负责解释 [43][55][56] - 覆盖国家电网、南方电网及华能、大唐等12家大型电力集团，以及各省能源主管部门 [44]

能源供应保障 - 规上工业原煤产量同比增长5.4% 原油产量同比增长1.3% 天然气产量同比增长5.8% [1] - 7月以来全国最大电力负荷4次创历史新高 最高达15.08亿千瓦 19个省级电网负荷46次突破历史新高 [1] - 7月份日均调度煤炭产量保持在1200万吨以上 全国统调电厂煤炭库存超2亿吨 可用30天 [1] - 秦皇岛5500大卡动力煤中长期合同价格666元/吨 较年初下降27元/吨 [1] 电力装机与发电结构 - 上半年新增投产发电装机容量超2亿千瓦 其中新增水电/气电/煤电等调节性电源3000万千瓦 [2] - 可再生能源发电量近1.8万亿千瓦时 占全国总发电量近40% [2][3] - 非化石能源发电装机容量占比首次突破60% 可再生能源总装机达21.59亿千瓦 占发电总装机59.2% [2] - 水电装机4.4亿千瓦 风电装机5.73亿千瓦 太阳能发电装机11亿千瓦 生物质发电装机0.47亿千瓦 [2] 可再生能源发展 - 风电和太阳能发电新增装机规模较去年同期翻一番 [2] - 风电光伏新增发电量超过全社会用电量增量 [2] - 华东/华中/南方区域部分省份高峰时段电力供应趋紧 但可通过措施有效管控 [2] 绿证交易市场 - 上半年全国交易绿证3.48亿个 同比增长118% [3] - 绿证均价5元/个 6月份均价达6.5元/个 较今年最低价增长4.4倍 [3] - 国际可再生能源电力自愿消费倡议组织（RE100）全面认可中国绿证 [3] 电力市场建设 - 全国统一电力市场建设提质增速 跨经营区常态化电力交易机制取得新成果 [3] - 南方区域电力市场转入连续结算试运行 首次实现多省份电力资源统一优化配置 [3] - 长三角电力市场创新探索省市间抽蓄/绿电交易机制 6月成立市场管理委员会 [3]

能源供应与安全保障 - 上半年规上工业原煤产量、原油产量、天然气产量分别同比增长5.4%、1.3%、5.8% [1] - 7月以来全国最大电力负荷4次创历史新高，最高达15.08亿千瓦，19个省级电网负荷46次突破历史新高 [1] - 7月份煤炭日均调度产量保持在1200万吨以上，全国统调电厂煤炭库存超2亿吨、可用30天，秦皇岛5500大卡动力煤中长期合同价666元/吨，较年初下降27元/吨 [1] 电力装机与发电结构 - 上半年全国新增投产发电装机容量超2亿千瓦，其中新增水电、气电、煤电等支撑调节性电源3000万千瓦 [2] - 可再生能源发电量近1.8万亿千瓦时，占全国总发电量近四成，超过第三产业与城乡居民生活用电量之和 [1][2] - 截至6月底全国可再生能源装机达21.59亿千瓦（占发电总装机59.2%），其中水电4.4亿千瓦、风电5.73亿千瓦、太阳能发电11亿千瓦、生物质发电0.47亿千瓦 [2] 绿色低碳转型进展 - 5月底非化石能源发电装机占比首次突破六成，上半年风电、太阳能发电新增装机规模同比翻一番 [2] - 上半年风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量 [2] - 绿证交易量达3.48亿个，同比增长1.18倍，6月均价6.5元/个，较今年最低价增长4.4倍 [3] 电力市场改革 - 南方区域电力市场转入连续结算试运行，首次实现多省份电力资源统一优化配置 [3] - 长三角电力市场探索抽蓄、绿电交易机制，6月成立市场管理委员会 [3]