近期，国家发展改革委、国家能源局印发了《电力现货市场基本规则》，（以下简称《基本规则》），《基本规则》对指导各地制定或修订电力现货市场运营规则以及配套实施细则，推动统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，结合能源转型需要，加快各省/区域和市场建设进程，具有重要意义。
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《基本规则》印发恰逢其时
自从2017年明确第一批现货试点以来，在国家发改委、国家能源局大力推动及市场成员积极参与下，经过六年的不断探索，中国的电力市场化改革取得了一定成效。第一批现货试点地区，大部分都在连续运行状态，其中山西长周期连续结算试运行超两年，经历了电力系统检修密集、迎峰度夏、冬季供热、“两节”保电等多场景检验，电网运行安全、市场运行平稳。蒙西建成国内唯一“单轨制”的电力市场，区域内发电侧、用户侧（含居民、农业等代理购电用户）基本全部参与现货市场，各类发用主体均按照事先预计好的发用电曲线来承担经济责任，形成客观的市场出清结果和明确的平衡责任账目，清晰地显示各类经营主体的经济关系、经济责任，有效避免了“双轨制”不平衡资金问题。山东率先探索建立了市场化容量补偿电价机制。蒙西、山西、山东等现货试点地区实现电力现货市场与调峰辅助服务的融合交易，调峰辅助服务不再单独开展。
省间现货市场自2022年启动以来，已连续运行一年以上。在2022年电力供需紧张时期，省间现货市场有力保障了国内特别是华东区域的电能供应。今年“五一”期间，山东电力市场释放出的长时期负电价信号，有效引导电力供需，保障系统的安全稳定运行。
这诸多案例均证明了电力现货市场所产生的实时价格信号，增强发用电企业自我调节的积极性，挖掘市场成员提供辅助服务的潜力，提高电力系统实时平衡，更好地保障电力系统平稳运行，保障电网安全，一定程度解决电力直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。
在2022年，国家发改委、国家能源局在关于《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）中明确，统一交易规则和技术标准，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，并要求2025年全国统一市场初步形成，省/区域市场协同发展。当前，各地现货市场市场设计与规则多样，同时由于市场建设进度不一，市场规则完善程度也不尽相同，中长期与现货、辅助服务与现货、省间市场与省内市场之间衔接存在难度，不仅增加了经营主体的工作量，同时也增加了现货市场建设的复杂性，与建设全国统一市场体系的要求有所偏离。
按照电力现货市场建设与全国统一市场体系要求，《基本规则》应时而生，《基本规则》不仅总结了前期市场建设经验，并对市场基本框架结构进行了设计，在解决市场建设实际问题的同时，对市场规则进行了规范，有助于各地区加快电力现货市场建设进程并走向统一，推动全国统一电力市场体系的建立。
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《基本规则》主要内容
《基本规则》共包含十二章内容以及附则，集各地长期以来的市场建设经验以及市场建设难点，借鉴国外成熟市场的处理机制，融合各方主体与专家研究课题，未来将成为电力现货市场建设的基础手册。
前两章内容对《基本规则》整体进行了概述，一是明确了电力现货市场的建设目标，讲述了“为什么要建设电力现货市场”、“要建设什么样的电力现货市场”以及“什么是电力现货市场”等关键问题；二是指出了电力现货市场的建设路径，明确近期以及中远期市场建设的主要任务；三是对市场运行管理提出要求，规定模拟试运行、结算试运行和正式运行应该达到的启动条件，降低市场运行的风险，市场运行更加规范、平稳。
“市场构成与价格”“市场衔接机制”“市场结算”三章内容包含了市场衔接、价格机制、结算方式，是整个《基本规则》甚至现货市场建设的核心内容。《基本规则》强调发电侧价格由电能量价格与辅助服务费用组成，推动了长期以来的单一制综合上网电价，向“电能量价格+系统运行费用”的新型上网电价机制转型，充分体现出调节电源对构建新型电力系统的重要作用。市场衔接机制对现货市场与中长期、代理购电、辅助服务以及容量补偿机制衔接方式进行明确，各市场间紧密衔接，电力价格信号更加真实，市场运转效率得到大幅提升。市场结算环节是市场交易的最终环节，《基本规则》对结算环节进行了详细的说明，结算方式更加公平，将市场价值信号充分传导至发用两侧，完成了市场交易的闭环管理。
“计量”与“技术支持系统”两章内容对于计量表计、计量数据以及技术支持系统提出了技术要求以及管理要求，为现货市场的正常稳定运行发挥重要支撑作用。
“市场成员”“市场运营”“风险防控”“市场干预”以及“争议处理”几章内容规定了市场成员的权利义务，对市场正常运行流程进行规定，并在市场稳定运行状态出现风险时，对风险防控、市场干预的前置条件以及控制措施进行明确，健全了市场安全运行与风险防控机制，有助于保障电力系统安全以及市场平稳运行。
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《基本规则》亮点
一是分阶段提出近期与中远期市场建设目标。《基本规则》明确在近期推进省间、省/区域市场建设，逐步推进省间、省/区域市场融合。不难看出，近期电力现货市场的建设重点落在完善省/区域市场建设上，一方面在机制设计上要求完善中长期分时曲线，推动调频、备用等辅助服务与现货市场的联合出清；另一方面不断扩大市场参与主体，在电源侧推动新能源与储能等新型主体参与市场，通过市场机制保障其合理收益，在用户侧提出各类用户平等参与现货交易，公平承担责任义务。在近期省/区域市场建设完善的基础上，进一步提出了市场间的耦合、衔接，稳扎稳打，充分体现我国电力市场化改革，“改到位与保稳定相兼顾”的基本原则。
二是加入可靠性机组组合保证市场运行安全。《基本规则》明确了现货市场的组成包括日前市场、日内市场、实时市场，各地区可根据实际需要选择市场模式，重点强调了可靠性机组组合在日前市场对于市场运行安全的重要作用。在日前市场（或者日前预出清）用户侧申报数据或由于对自身用电预估不准、或由于采用策略性报价，出清的结果充满了不确定性，机组组合很有可能会偏离实际用电需求，加上机组启停需要较长时间，调度机构来不及对运行方式进行实时调整。加入可靠性机组组合可以将申报数据的经济责任与实际运行分离，有效避免用户侧报量报价脱离实际带来的运行风险，保障市场更加安全平稳运行。
三是厘清跨省跨区交易经济责任。跨省跨区交易如何参加现货市场以及如何结算一直是市场衔接的难点之一，对此各地的执行方式也不相同。《基本规则》中对跨省跨区交易与现货市场衔接方式按照《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）文件要求进行明确，要求跨省跨区交易的交易结果作为送端关口负荷增量，买方结果作为受端关口电源，分别参与送、受端省内市场出清。通过引进虚拟电源与负荷概念，将跨省跨区交易结果对现货市场运行的影响转化为省内“电源－负荷”平衡问题，公平参与省内出清结算，厘清了跨省跨区交易结果的经济责任，促进市场公平，推动市场的健康发展。
四是中长期结算方式进一步优化。长久以来，国内中长期交易结算方式为差量结算，即中长期合同按照约定电量与价格结算，实际用电与合同电量之间的偏差进行偏差结算。在全电量集中优化的现货市场中，全部发/用电量按照现货价格结算，中长期交易作为避险机制，按照中长期合同约定的价格与现货结算价格差与合同电量的乘积进行结算，即“差价结算”。实际上在没有阻塞发生时两种结算结果相同，但是存在阻塞时因为交易方所在节点与合同约定节点的价格不同会产生一定的阻塞费用。《基本规则》对此作了充分考虑，将两种方式均罗列其中供各地方自主选择，同时在差量结算方式中加入阻塞分量元素，保证了各经营主体结算费用的真实性，体现了电能量的真实价值。
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《基本规则》需尽快发挥作用
《基本规则》的印发代表了国内电力市场化改革的阶段性成果，是下一阶段深化改革的“敲门砖”，总结实践经验并用于指导实践，应尽快做好以下方面内容，推动《基本规则》在国内电力市场化改革充分发挥积极作用。
一是按照《基本规则》内容完善修订规则。目前国内大部分地区均已完成当地市场规则的编制工作，对于未完成规则编制工作的地区应尽快以《基本规则》为架构，结合当地实际情况进行规则以及实施细则的编制；对于已完成规则编制的地区应尽快开展研究，按照《基本规则》要求对现行规则进行修订完善，健全市场规则体系。通过科学、合理、完善的市场规则体系规范、引导、监督、管理经营主体的经济行为以及运营机构的交易活动，保障经营主体利益，维护市场运行秩序，保证市场充分竞争，充分发挥市场对于资源优化配置的决定性作用。
二是按照市场规则开展市场实践。纸上得来终觉浅，绝知此事要躬行。各地区应尽快按照编制或修订后的交易规则以及实施细则进行实践，加大对经营主体的宣传培训力度。已经处于长周期运行的省份应继续对市场运行进行不断完善，例如山西在今年年初将用户侧申报信息用于出清，并通过可靠性机组组合保证系统安全；其余省份应积极开展模拟、调电结算试运行工作，在经营主体对交易规则以及实施细则理解程度达到一定标准后进行结算试运行工作，在降低市场试错成本的同时，对交易规则以及实施细则的准备、申报、出清、执行、实际结算各环节进行全流程、多轮次检验。
三是进一步完善市场深化改革。市场建设不是一蹴而就的，市场规则也不可能完全做到尽善尽美，需要充分考虑各地区实际情况，结合各轮次模拟、调电以及结算试运行结果，不断对市场规则体系进行修订迭代、完善市场设计，不断提高规则体系的合理性与可行性，推动形成科学的价格体系，激励和保障发用双方以及新型经营主体公平参与市场并进行充分竞争，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，助力早日建成全国统一电力市场。
（作者系国家电投营销中心副主任唐俊）
