中国电力市场改革：为什么市场成员需要先进的ETRM系统？

精华速览

• 2026版《电力中长期市场基本规则》对市场主体扩容、准入退出、全国统一平台等规则进行了重构。
• 新规带来四大挑战：新型主体预测难、用户切换衔接乱、跨区交易适配差、履约管理风险高。
• 先进的电力交易与决策系统是应对上述挑战的核心数字化能力，实现聚合优化、智能决策、全流程风控。

本文的规则解读和行动建议将尝试回答以下几个问题：

• 虚拟电厂、储能运营商或可调节负荷聚合商，能否独立参与电力中长期交易？

• 工商业用户从电网代理购电转向直接入市，合同衔接与价格风险如何管理？

• 售电公司如何满足履约保函、交易限额等新合规要求？

• 企业缺乏分时预测能力，如何适应“带曲线签约”？

下文逐条拆解规则变化，并给出可落地的数字化解决方案。

1 政策变了什么？三大规则重构

2026年3月1日起，中国新版《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）正式施行，取代了沿用近6年的2020版规则。无论您是发电企业的交易专员、售电公司的风险经理、还是正在筹建虚拟电厂的运营负责人，这份新规都将直接影响您的工作方式——从合同怎么签、价格怎么定，到每天需要提交什么样的分时曲线。

这是全国统一电力市场建设的关键一步。此前各省规则差异大、交易平台互不联通，省间壁垒导致资源难以跨区域优化配置。“2026版新规”首次从规则层面要求统一平台架构、统一技术标准、经营主体“一地注册、全国共享”，使得跨省跨区交易可以从“个案审批”走向“常态化连续交易”——这正是统一电力市场的核心标志。核心变化聚焦在“市场主体”和“基础运行规则”上。

1.1 市场主体 "扩容重构"

“2026版新规”对市场成员进行了系统性重构，将其分为经营主体、电力市场运营机构、电网企业三大类。其中最大的增量变化是新增了“新型经营主体”类别，并明确其享有与发电企业、售电公司同等的交易权利。

新型经营主体分为以下两类：

类别	包含范围
单一技术类新型经营主体	分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源、可调节负荷
资源聚合类新型经营主体	虚拟电厂（负荷聚合商） 智能微电网（配电环节具备多类型资源协同特征的项目可视作智能微电网）

这意味着，储能电站、虚拟电厂、可调节负荷聚合商等不再是电网的“附属品”，而是可以独立参与中长期交易、签订合同、单独结算的市场玩家。

1.2 用户准入“松绑”——进退更灵活

2020版规则规定“已经选择市场化交易的电力用户，原则上不得自行退出市场”。“2026版新规”彻底改变了这一逻辑：

• 暂未直接入市的用户，由电网代理购电，次月即可选择转入批发或零售市场。

• 已入市的用户，合同期满后可自由切换交易方式，退出流程明确简化。

这给了工商业用户更大的选择权，但也对售电公司和电网企业提出了更高的客户粘性管理要求。

1.3 全国统一平台“落地”——一地注册、全国共享

“2026版新规”明确要求电力交易平台实现 “四统一”：统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范。经营主体在任一电力交易机构注册后，即可在全国范围内参与交易，无需重复注册。

跨省跨区交易也将常态化开展，跨电网经营区的交易通道进一步打通。

2 新规带来哪些挑战？

政策放开了市场准入，交易品种和方式也更加灵活，但随之而来的是运营复杂度的急剧上升。不同类型的企业由于自身业务模式不同，所面临的具体挑战也存在差异。

2.1 虚拟电厂、储能与负荷聚合商

这类新型主体需将分布式资源打包参与市场。当前最大的痛点是预测难：

• 需实时监控聚合资源的发电/用电量，并做出调度决策。

• 预测不准将导致偏差考核损失，甚至影响电网对其的信任度。

• 分布式资源点多面广，数据采集与通信稳定性要求极高。

“2026版新规”新规带来了一个理论上非常有利的变化：月内交易按日连续开市。这意味着交易机构每天组织交易，企业可以每天根据最新的天气、负荷、设备状态等信息，调整次日的合同曲线或买卖当月剩余天数的电量。换句话说，新规给了虚拟电厂每天修正预测偏差的机会。

假设某虚拟电厂聚合了2MW分布式光伏、2MWh工商业储能和2MW可调节负荷。该虚拟电厂参与电力市场的工作流程是：

• 预测光伏出力曲线

• 预测可调节负荷用电量与响应潜力

• 规划储能的充放电策略

• 将三者叠加，形成可对外承诺的聚合出力曲线

• 基于该曲线作为申报中长期交易的依据

若该虚拟电厂于某月签署100万度电的合同，到了当月中旬，发现预测值显示实际全月用电需求比预期低了10万度，那么次日就可以立即申报卖出10万度，几乎“实时”调整仓位。

然而，预测失误却让“修正机会”变成了“错过机会”甚至“犯错机会”。光伏出力受天气影响较大，可调节符合随生产计划变动，储能的SOC受上一时刻的充放电策略影响，而虚拟电厂作为聚合商，聚合了大量不同类型的资源，数据处理量大，并且叠加误差放大，导致预测错误。

预测不准，就意味着企业根本不知道第二天自己到底能发出多少电、能调节多少负荷。即便每天都有交易窗口，也无法基于错误的数据做出正确的申报决策。本来可以卖出多余电量来避免偏差考核，但因为预测值偏离实际，企业要么不敢操作，要么操作后偏差更大。结果是：月内连续交易提供的“每日修正”红利，因为预测能力不足而无法兑现，偏差考核损失依然居高不下。

而一套专业的虚拟电厂能量调度系统，能够实时采集分散资源数据、自动生成聚合功率曲线、输出日前/日内发电与负荷预测，利用更优秀的算法提升预测准确度，并自动匹配交易窗口生成最优报价策略，真正抓住每日连续交易的机会来修补偏差。

2.2 中小型电力用户（从代理购电转向批发市场）

“2026版新规”允许代理购电用户次月即可选择转入批发市场，但实际操作中存在切换衔接乱的问题：

• 不清楚月度切换的时间节点、交易合同如何衔接。

• 容易出现“断档”（无合同覆盖）或“重复签约”。

• 缺乏对批发市场电价走势的判断能力，不敢轻易切换。

企业需要的不是简单的信息提醒，而是一套能够模拟不同交易方式成本差异、输出最优切换方案的决策工具。同时，系统应能自动生成符合交易规则的合同文本，避免人工操作失误。

2.3 跨省跨区交易参与者

参与跨省跨区交易的企业需要实时掌握通道可用容量、各省限价、交易日历等信息。当前面临适配差的问题：

• 现有技术系统不支持全国统一数据交互。

• 无法及时获取跨区通道容量、交易限额等关键参数。

• 跨省交易涉及多种价格机制（送端价、受端价、输电价、损耗），计算极易出错。

专业的交易系统应能够与电力交易平台数据互通，自动获取跨区交易参数，模拟不同送电路径下的边际成本与收益，并自动生成符合交易规则的申报单。

2.4 售电公司与新型主体

“2026版新规”要求部分主体提交履约保函、公示零售套餐，并对交易限额、信息披露有严格规定。这些主体面临风险高的问题：

• 履约保函余额管理不当可能导致交易权限被冻结。

• 零售套餐设计不合规可能面临处罚。

• 交易申报限额使用率超限将无法参与后续交易。

全流程风控体系化是解决问题的关键：动态监控履约保函余额、交易申报限额使用率，主动预警；自动留存合同、结算单、披露记录，满足监管核查要求。

3 政策前后数据对比

为了直观展示新规对企业运营能力要求的提升，我们从决策频次、数据维度、风险类型、系统依赖度四个维度进行对比：

维度	2020版规则	2026版新规	变化
决策频次	年度/月度为主，月内交易较少	月内交易按日连续开市	决策频率显著提高
数据维度	以电量、电价、时段为主	需处理分时曲线、通道容量、绿证溯源、考核细则等	数据复杂度指数级上升
风险类型	主要为价格风险	增加履约风险、合规风险、跨区调度风险等	需要系统性风控框架
系统依赖度	非全自动可应对	必须与电力交易平台对接，实时数据交互	专业系统成为刚需

新规环境下，企业对交易数据的处理能力、价格预测的准确性、风险控制的精细化程度，直接决定了其市场竞争力。这也正是ETRM系统的设计起点——从数据治理、预测模型到风险量化，为企业构建贯穿‘预测-决策-交易-风控’全链条的数字化能力。具体如何落地，请看下一节。

4 能源企业现在可以做什么？

本章聚焦于企业可采取的落地措施，帮助新规参与者建立核心竞争力。

什么是ETRM？

ETRM是能源交易与风险管理系统的英文缩写（Energy Trading and Risk Management）。它是一种专门为能源企业设计的软件系统，用于支撑电力、天然气、石油等能源商品的交易决策、合约管理、风险监控和结算核算。在全球成熟的电力市场中，ETRM系统已是市场成员的标配工具。针对“2026版规则”带来的挑战，ETRM系统可以提供以下关键能力。

4.1 算清楚自己的“交易底线”

“2026版规则”要求高比例签约，企业需要提前锁定大部分电量，这意味着：

• 发电企业：需结合燃料成本、机组检修计划、新能源出力预测，确定可签约的最低价格底线。

• 用电企业/售电公司：需结合历史用电负荷、未来生产计划，确定可接受的最高采购价格。

ETRM的电力市场价格预测模块内置多模型集成（时序预测、机器学习、物理仿真），可输出未来月/周/日的电价概率区间及置信度，支持企业设置不同风险偏好下的签约底线。

4.2 提升分时曲线管理能力

新规要求“交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成”，且月内交易按日连续开市。这意味着：：

• 发电企业需精准预测各时段的发电能力。

• 用电企业需精细分解各时段的负荷曲线。

• 售电公司需在批发市场采购曲线与零售用户负荷曲线之间做偏差管理。

ETRM的负荷预测与曲线分解模块支持输入历史负荷、生产计划、节假日等因子，自动生成符合多时段交易规则的分时曲线，并一键导出为电力交易平台可导入的格式。

4.3 建立市场化价格风险管理体系

对直接参与市场的用户，分时价格将完全由市场决定，波动更频繁、幅度更大。企业需要从“赌价格”转向“管风险”：

• 建立基于市场规则、供需平衡与机组结构的电价预测模型。

• 模拟不同交易策略（固定价 vs 灵活价、年度 vs 月度 vs 月内）下的成本与收益。

• 设置价格预警阈值，当市场价突破预设区间时自动触发应对方案。

ETRM的风险管理模块实时监控盈亏、VaR（风险价值）、压力测试结果，当市场价格触发预设阈值时自动发送预警并生成对冲建议（如反向交易）。

延伸问答

Q1：多年期购电协议（数年交易）有什么好处？怎么签？

A：“2026版新规”明确“数年交易”品种（以1年以上的电量作为交易标的物），鼓励签订多年期购电协议。对发电企业可锁定长期收益，对用户可稳定用电成本。签约方式包括双边协商和集中交易，建议结合企业自身的电价预测能力选择固定价或灵活价机制。

Q2：我的企业属于“新型经营主体”吗？需要满足什么条件才能参与交易？

A：新型经营主体包括：分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源、可调节负荷（单一技术类），以及虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网（资源聚合类）。需按照《电力市场注册基本规则》在电力交易平台完成注册、实名认证，并具备满足交易要求的技术条件（如计量、通信、调度响应能力）。

Q3：直接参与市场后，分时电价真的会取消吗？

A：准确的表述是：对直接参与市场的用户，政府规定的固定分时电价表不再适用，取而代之的是由市场竞争形成的、反映真实供需的动态分时价格。这不是取消，而是从政府定价变为市场化定价。