七省联动，省间交易再升级，新型主体迎来市场化春天！

2026年3月17日，国家能源局华中监管局正式印发《华中区域省间电力中长期市场实施细则》，自发布之日起施行，原2024版规则同时废止。

 

 

 

这份细则覆盖河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆、西藏七省（区、市），聚焦华中东四省与川渝藏同步电网内的省间中长期交易。全文共14章143条，从市场成员、交易品种、组织方式、价格机制到计量结算、风险防控，构建了一套完整的省间电力中长期市场规则体系。

相比旧版，本次修订在新型主体入市、储能抽蓄定位、交易机制创新、绿电交易深化等方面均有重大突破。本文将为您逐一拆解。

01 市场范围：七省联动，两大电网板块

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细则明确：华中区域省间电力中长期市场涵盖河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆、西藏七省（区、市）。交易主要在华中东四省（豫鄂湘赣）与川渝藏同步电网内开展。

解读：这一范围覆盖了华中地区主要负荷中心与清洁能源富集区。四川、西藏水电资源丰富，河南、湖北、湖南、江西则是电力消费大省。省间市场的规范化运作，将有效促进水电、新能源在更大范围内的消纳，缓解区域供需矛盾，服务长江经济带高质量发展、中部地区崛起、成渝地区双城经济圈等国家战略。

 

 

02 市场成员扩容：新型经营主体“登堂入室”

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细则第十条明确：经营主体包括已在电力交易机构完成注册的各类发电企业、售电公司、电力用户，以及新型经营主体。

第十一条定义：

新型经营主体分为两类：

单一技术类：主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷。

资源聚合类：主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。

解读：这是本次细则的一大亮点。以往，省间交易的主角是大型发电厂和电网公司。如今，分布式资源通过聚合形成虚拟电厂，储能作为独立主体，均可直接或间接参与省间中长期交易。这意味着，分散的“小资源”也能在跨省市场中发挥“大作用”。

 

03 储能与抽蓄：身份明确，双向参与

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第十二条（储能）：储能以放电工况参与中长期交易售电，以充电工况参与中长期交易购电。

第十三条（抽水蓄能）：抽水蓄能机组以发电工况参与中长期交易售电，以抽水工况参与中长期交易购电。按照单机满发（满抽）容量的整数倍申报每一交易时段售（购）电价格。

第一百一十一条（储能结算）：调度调用新型储能结算中长期交易售电收入、购电支出，分别核算。

第一百一十二条（抽蓄结算）：抽水蓄能机组跨省调用所产生的交易收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减或冲减系统运行费用、由用户分享。

解读：储能在省间市场中具备清晰的“双重身份”——放电时是卖方，充电时是买方，为储能参与市场扫清了制度障碍。抽蓄则明确了收益分享机制，既激励电站参与市场，又保障用户侧分享改革红利。

 

 

04 交易机制创新：多日连续交易，灵活响应供需

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第二十九条：交易品种分为电能量交易、绿电交易、合同交易。电能量交易的标的物为分时段电能量，契合现货市场的时序特征。

第四十九条：华中区域省间交易按照年度（数年）→月度→月内顺序开展，多日交易按日连续开市。

第五十三条（多日交易）：
     每日组织未来D日（执行日）至D+2日3天交易，时段暂按96点划分。
     每日09:00开市，15:00闭市，17:00前发布成交结果。
     遇周末和节假日，假期前组织假期期间及假期后两个工作日交易。

解读：多日交易的连续开市，是本次细则的重要创新。它打破了传统中长期交易“周度、月度”的固定周期，实现了更短时间尺度、更高频次的交易组织，为经营主体应对新能源出力波动、灵活调整合同提供了有力工具。

 

05 绿电交易：数年合同、聚合交易，绿证可追溯

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第三十条：绿电交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（绿证）。

第六十条：鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。

第六十一条、六十二条：售电公司参与绿电交易时，应提前与电力用户建立代理服务关系；虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易时，应提前与分布式新能源建立聚合服务关系。

第一百一十条（绿电结算）：绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算。绿电环境价值按当月合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小的原则确定。绿证随绿电交易划转至买方账户。

解读：“数年绿电交易”的提法颇具前瞻性，企业可以签订长达数年的绿色电力采购合同，锁定绿电供应和价格，对出口型企业应对碳关税具有重要意义。绿电与绿证的“证电合一”结算，确保了绿色价值的可追溯性。

 

06 价格机制：市场化定价，分层透明

第八十四条：华中区域省间电力中长期交易按照自愿参与的原则组织开展，购售双方通过市场化交易确定成交价格，第三方不得干预。

第八十五条：中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。

第八十六条（价格构成分层）：

发电企业上网电价（含税）

省间联络线落地电价= 交易上网价格 + 各环节输电价格 + 输电损耗

电力用户到户价格= 落地电价 + 省内输配电价 + 网损费用 + 政府性基金及附加 + 系统运行费用

绿电价格：
     绿电交易价格 =电能量价格 + 绿电环境价值，绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费计算。

解读：价格机制的细化，为市场主体提供了清晰的成本收益核算框架。绿电环境价值的独立核算，有助于推动绿证交易与电能量交易的解耦。抽蓄容量电价按国家最新政策执行，为抽水蓄能参与省间市场提供了政策支撑。 

 

07 计量与结算：日清月结，偏差责任明确

第一百零一条：省间交易结算采用日清分、月结算方式，必要时可进行再次清算。若省间交易在跨区跨省通道执行调整，各经营主体清分电量等比例调整。

第一百一十三条至一百一十八条（偏差结算）：责任偏差电量：因购售双方自身原因导致的偏差，按责任认定结算，L、M值默认取0.1（即偏差费用为合同电价的10%）。

波动偏差电量：因输电通道正常波动等不可控原因导致的偏差，按波动偏差结算原则处理。
责任免除情形：包括输电线路故障、电网设备检修、水利防汛抗旱调令等第三方原因导致的偏差。

解读：日清分、月结算的机制，与现货市场的日清结算保持衔接，提高了资金流转效率。等比例调整原则确保了在通道受限情况下的公平分摊。偏差结算机制的细化，明确了责任归属和费用承担，减少了结算争议。

 

08 风险防控与信息披露：规范透明

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第一百三十三条：区域电力交易机构对市场报价、份额占比、通道阻塞、非正常报价等事项进行监测分析和风险评估。 

第一百三十四条： 每月向电力监管机构、政府有关主管部门报送华中省间电力中长期市场运营监控分析报告。 

第一百二十四条至一百三十条： 市场成员按照《电力市场信息披露基本规则》披露信息，信息分为公众信息、公开信息和特定信息三类，按年、季、月、周、日等周期披露。

解读： 风险防控机制的全覆盖，体现了“管住风险、放活交易”的监管思路。信息披露的规范化，有助于提升市场透明度和公信力。

 

 

结语：华中省间市场再升级，谁将受益？

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《华中区域省间电力中长期市场实施细则》的出台，是华中区域电力市场建设的里程碑事件。它在以下方面实现了突破：

 

维度	核心突破
主体扩容	新型经营主体正式纳入省间交易，虚拟电厂、储能、微电网迎来市场化发展机遇
储能赋能	明确充放电双向参与，储能的价值实现路径更加 清晰
抽蓄激励	20%收益分享机制，激发抽水蓄能电站参与市场 积极性
绿电加码	鼓励数年绿电交易、聚合交易，为绿色电力消费 提供多元化选择
交易灵活	多日交易连续开市，适应新能源波动，缩短交易 周期
价格透明	分层定价、独立核算，市场主体可更精准地评估 收益与风险
结算规范	日清月结、偏差责任明确，保障交易公平与资金 安全

 

     对于发电企业而言，这是拓展消纳空间的新通道；对于售电公司和电力用户，这是获取跨省优质电能的新渠道；对于储能、虚拟电厂等新兴主体，这更是真正参与大市场、实现商业价值的起点。

华中七省，省间联动，市场化浪潮正加速奔涌。谁能在新的规则下抓住机遇，谁就能在未来的电力市场中占据先机。