现货严监管|浙江气电正式纳入市场力刚性监测

交易提质|安徽落地全周期滚动交易新规

跨省统规|全国跨区电力交易细则迭代升级

浙江能源监管办持续推进电力现货市场力监测与缓解工作

伴随浙江电力现货市场持续深化运行，燃气机组作为高峰调峰主力，存在阶段性抬价、局部市场力集中、报价行为不规范等潜在风险，原有监测体系未全覆盖气电主体，难以完全防范市场操纵、维护现货市场公平竞争秩序，亟需补齐调峰电源监管短板。

浙江能源监管办召开现货市场力专项工作会议，复盘2-5月市场力第二阶段模拟运行情况，针对ERI指数暴露的市场异常问题开展溯源分析，广泛吸纳发电企业诉求。明确自6月1日起全省天然气机组正式纳入现货市场力常态化监测范围，全面启用BMI、BCI、BHI多维监测指标校验阈值；压实市场运营机构信息披露责任、发电企业数据核对核验责任，标志市场力管控从模拟试运行全面转入现货结算刚性执行阶段。后续将常态化开展机组、断面、容量维度问题溯源，健全诉求对接、信息披露、结果反馈闭环机制。

旨在彻底封堵气电高峰违规抬价空间，规范调峰机组现货报价行为，有效遏制市场力滥用乱象，大幅收敛夏季用电高峰实时电价波动幅度，稳定现货市场价格秩序，显著提升工商业大用户购电成本稳定性，构建公平规范、高效有序的现货市场运行生态.

安徽电力交易中心《关于征求《2026年安徽电力中长期电能量交易指南》意见的通知》

为适配电力现货市场结算运行要求，破解原有中长期交易周期单一、时段颗粒度粗放、新型主体交易规则模糊、售电公司风险管控不足等问题，打通中长期合约与现货日清月结衔接壁垒，完善省内分层分类电力交易体系，保障市场平稳有序运行。

文件明确各类市场主体准入交易范围，新能源企业可同步参与绿电交易与月内滚动撮合交易；细化新型主体、火电、热电交易单元管控规则，独立储能、虚拟电厂需拆分发电、用电双交易单元，燃煤机组拆分至单机交易，热电企业年度交易单元模式全年固定不变。扩容全周期交易体系，形成年度、月度、旬/周/日多层次交易周期，全部实行24时段分电量、分电价精细化申报出清。建立调度与交易联动校核机制，根据机组可用容量实时更新申报限额，成交结果反向修正后续交易电量上限。同步增设售电公司风险约束机制，对大额亏损售电公司关联主体实施年度交易电量规模管控，盈利达标后可动态调整限制政策。

旨在实现安徽电力中长期交易高频化、精细化、动态化升级，有效对冲新能源出力波动偏差，提升省内电量供需匹配精度与资源配置效率。规范各类市场主体交易行为，压实售电公司经营风险管控责任，完善中长期与现货市场衔接闭环，全面提升省内电力市场运行稳定性与市场化交易灵活性。

北京电力交易中心印发《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2026年第一版）》

为适配全国统一电力市场建设要求，解决原有省间交易规则分散、绿电交易机制不统一、跨区调试交易边界模糊、安全校核与价格机制不完善等痛点，统筹全网省间交易、绿电消纳、跨区通道利用，实现全国跨省电力交易规则一体化、结算标准化、风控规范化。

文件整合省间电能量交易与绿电交易规则，统一交易周期、主体权责、风险防控、信息披露全流程规范，细化交易出清校核与偏差处理机制。革新省间绿电交易模式，推动数年绿电交易按月常态化开市，设置年度电量波动管控比例，放开虚拟电厂聚合分布式新能源参与跨省绿电交易，落实全电量溯源管控。优化合同调整机制，取消合同变更交易品种，允许依据水情、风光出力、煤电工况协商调整配套电源合同。完善跨区直流调试、大水电增量运用专项交易规则，明确不同场景下的电量结算价格、调度优先级与消纳路径。细化安全校核调减规则与多通道集中竞价价格上限机制，划定购售电申报价格区间，严控省间交易价格异常波动。

旨在彻底统一全网跨省跨区电力、绿电交易运行口径，打通分布式新能源跨省消纳通道，大幅提升跨区通道利用效率与新能源跨省消纳规模。规范省间合同调整、调试交易、价格出清全流程，有效防范省间交易乱象与价格风险，为全国统一电力市场跨省互通、资源优化配置提供标准化制度支撑。