一、文件基本信息
发文单位：国家能源局华北监管局发布时间：2026 年 7 月 2 日适用范围：北京、天津、唐山一体化区域电网全部中长期电力交易，覆盖火电、新能源、独立储能、售电公司、工商业用户、代理购电主体，对接全国统一电力市场与新型电力系统建设要求。
二、核心制度与市场主体规则
1. 用户入市双轨制，禁止双线并行
直接入市用户：全部电量二选一，只能参与批发市场，或只走售电零售市场，不得同时参与两类市场交易；
暂未入市用户：统一由电网企业代理购电，次月可自主切换至批发 / 零售市场；
经营性用户原则上全面放开市场化购电，优先购电主体鼓励自愿入市。
2. 独立储能双重身份交易机制
独立储能电站可同时具备发电企业 + 电力用户双重市场身份，但同一交易时段不能同时充、放电双向申报：
充电阶段：视作电力用户，参与购电；现货未连续运行区域，充电电价参照工商业代理购电价；
放电阶段：视作发电主体，参与售电、绿电、中长期合约交易；适配京津唐大规模分布式光伏配套储能、共享储能项目市场化收益落地。
三、全周期多层次交易体系
明确多周期分层开市机制，拉长合约期限、提升电量锁定稳定性，适配风光新能源出力波动：
数年长期交易：1 年以上多年合约，定期组织双边协商，适配大型光伏、风电基地长周期售电；
年度、月度交易：固定周期集中开市，可探索连续挂牌；
月内短周期交易：分定期开市、按日连续滚动撮合两类，平抑风光月度出力偏差；交易方式包含双边协商、集中竞价、滚动撮合、挂牌交易；交易品类覆盖常规电能量、绿电交易、代理购电、发电权转让、跨省跨区交易。
四、新能源与绿电交易配套条款
绿电交易电价拆分：电能量价 + 环境价值分开计价，绿证价值不叠加峰谷、力调电费；
分布式光伏、滩涂 / 农光互补等新能源项目，可单独或打包参与中长期批发、零售合约；
跨省跨区外来绿电统一纳入京津唐中长期平衡，完善跨区输电容量交易通道。
五、价格与结算关键安排
直接市场用户：合约电价可固定价、浮动联动价，市场自主形成，不再强制统一分时电价；
电网代理购电用户：保留政府统筹峰谷分时机制，适配中小散户；
执行照付不议基础上配套偏差考核机制，对风光发电偏差设置阶梯奖惩，倒逼配套储能平抑波动。
六、配套监管与市场约束
禁止市场操纵、串通报价、囤合约倒卖电量；
售电公司、储能、新能源电站准入退出流程细化，履约保证金制度强化；
调度、交易、监管数据互通，电网安全约束下的超发、缺发电量价格单独设定结算规则。
七、对光伏、储能产业直接影响
分布式 / 集中式光伏：可签订多年中长期售电合约，锁定收益，降低风光消纳与电价波动风险；
配套储能、独立共享储能：明确双向交易身份，充电购低价中长期电量、放电参与售电套利，打通储能市场化盈利闭环；
京津冀滩涂光伏、农光互补等融合项目：可打包开展跨省跨区中长期绿电交易，拓宽消纳渠道。
八、纳入本周光伏行业动态补充摘要
本周电力市场配套政策落地，华北能监局 7 月 2 日发布京津唐中长期交易细则征求意见，首次清晰界定独立储能双向交易规则，构建多年 / 年 / 月 / 月内多层级合约体系，允许光伏电站签订长周期售电合同，为京津冀农光、滩涂光伏配套储能项目市场化运营提供制度支撑，与辽宁滩涂光伏、山西农光互补分布式光伏申报政策形成区域新能源市场化配套组合。
