首页

96点结算与“一地注册”：电力市场规则正在下沉到省级细则

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-27 21:24

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

电力市场建设的重心，正在从全国性的顶层文件转向省级实施细则。以《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）为例，修订后的规则在交易品种之外新增了计量结算、信息披露、技术支持系统与市场监管四块内容；2026年上半年，甘肃、山西、青海、山东、黑龙江等省集中修订或印发配套细则。全国统一电力市场的推进节奏，已经从“定规则”进入“填细则”。

市场主体注册的统一是第一步。《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）确立了“一地注册、各方共享”的原则，交易机构需在5个工作日内完成审查；发电企业、电力用户、新型储能、分布式电源、充电设施等主体原则上无需公示、直接生效；注销需公示10个工作日，历史注册信息保留5年。落到地方，黑龙江印发注册实施细则3.0版（黑发改运行规〔2026〕3号），山东4月修订的注册细则则重点推动独立储能、虚拟电厂等新型主体规范化入市。注册口径统一的意义在于降低跨省跨区交易的身份成本——一家企业在一个省完成注册后，不必在每一个交易省份重复提交材料。

售电公司是下一个制度窗口。《售电公司管理办法》的现行有效期至2026年11月，修订重点集中在三处：建立首注地联动责任制，破除跨省经营的隐性壁垒；厘清各地监管职责边界；首次划定关联交易红线。对数量庞大的售电公司而言，关联交易红线的划定意味着“发电—售电”一体化经营中的内部交易将被严格审视，零售套餐的定价逻辑也需要重新校准。

计量结算的颗粒度变化，对企业的影响最直接。甘肃自2026年1月1日起施行24段申报、96点结算的市场机制，即每日按15分钟为一个结算时段，全天96个时段的电量与价格分别结算；2026年4月1日起执行的市场实施细则V3.2（甘工信发〔2026〕55号）配套印发了结算实施细则，把结算流程与差错处理进一步细化。山西自2026年6月1日起施行的小时级绿电交易机制，要求绿电按小时计量、申报、出清与结算，日滚动交易则采取现货限价方式。青海3月1日施行的细则共13章205条，专门单列信息披露章节。结算颗粒度从“月”细化到“15分钟”，意味着偏差管理的难度与收益同时上升。

新能源全电量入市之后，省级细则承担了更重的协调任务。山东对纳入机制的新能源电量建立差价结算机制：每月按结算参考价与机制电价的差额进行结算，差额纳入系统运行费，由工商业用户分摊，同时配套容量补偿机制。这套设计的实质，是把新能源的“市场风险”与“政策保障”分开处理——电量规模按机制电价锁定，价格波动由市场承担，差额通过系统运行费在终端电价中消化。规则写在国家层面，具体怎么分摊、怎么结算，则完全由省级细则决定。

信息披露是市场公平的前提。注册基本规则要求交易机构披露注册业务信息，接受公众监督；甘肃现货实施细则V3.2专设信息披露细则，明确各类信息的披露时点与内容。对中小市场主体而言，能否及时获得阻塞、检修、负荷预测等关键信息，直接决定报价策略的有效性——市场越复杂，信息不对称的成本越高。

技术支持系统的改造是隐形成本。96点结算要求计量装置、采集终端与交易系统同步升级；小时级绿电计量需要发电侧与用户侧的计量口径对齐；信息披露则需要打通调度、交易与结算三套系统的数据接口。这类投入不直接产生收益，却是参与市场的前置条件。对分布式电源、充电设施、虚拟电厂等分散主体而言，技术门槛往往比资金门槛更难跨越。

各省口径不一致的问题也不容忽视。结算颗粒度、偏差考核参数、信息披露字段、辅助服务分摊规则在不同省份之间存在差异，跨省经营的主体需要同时维护多套申报与结算流程。市场统一的最终考验，不在于规则是否写得足够细，而在于不同省份的细则能否在关键参数上收敛到同一套语言。

把这一轮细则更新放在一起看，可以看到一条清晰的推进路径：注册身份统一、结算颗粒度细化、信息披露规范化、新能源入市配套落地。顶层文件划定边界，省级细则决定体验。对市场主体而言，接下来的竞争力不仅来自交易策略，也来自对细则差异的适应速度——同一套报价模型，在96点结算和24段申报的市场里，结果可能完全不同。

对售电公司而言，96点结算带来的是一次作业方式的改变。零售套餐过去按月度电量与均价设计，如今需要按九十六个时段分别评估偏差风险——用户在午间与晚间的用电曲线不同，对应的现货价格可能相差数倍。偏差考核一旦落到时段粒度，售电公司的报价模型、购电策略与偏差容忍度都要重新设定；中长期合约能在多大程度上覆盖现货价格波动，成了影响零售利润的核心变量。

对用电企业来说，变化则体现在成本的可视化程度上。当电费账单从“一个月一个价”变成“一天九十六个价”，企业第一次能看清自己每一小时的用电成本结构，也就第一次有了主动调整用电时序的动力。这项需求正在催生两类投入：一是能够解析曲线并给出策略的能源管理系统，二是懂得看曲线的人——部分高耗能企业已经开始在内部设置专门的电力交易岗位。规则下沉到省级细则之后，电力市场的门槛正在从“有没有资格参与”转向“有没有能力参与”。

规则的地域差异，也提醒参与主体不能套用统一模板。各省在结算周期、偏差处理方式与信息披露口径上并不一致，跨省经营的新能源场站与售电公司，需要为不同省份分别建立测算模型。规则的统一需要时间，而在统一之前，谁能更快吃透本省细则，谁就多一分价格上的主动权。

2026年11月，是下一个观察窗口。《售电公司管理办法》在现行有效期届满前后的修订落地，将决定零售侧的市场结构；而各地结算细则的收敛程度，则决定跨省交易能否真正从“物理互联”走向“规则互通”。

【文中信息及数据来源于】《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）、《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号），甘肃、山西、青海、山东、黑龙江等省电力市场实施细则与公开文件，国家能源局及各省能源主管部门公开信息。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙