一、背景介绍
2015年，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。
2017年，国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、浙江、山东、山西等8个地区作为电力现货市场第一批试点市场。
2021年，国家发改委、国家能源局联合发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，又选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市作为第二批电力现货试点。
2022年，中共中央、国务院《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营。
目前，第一批8个现货试点地区于2022年6月底启动长周期结算试运行，第二批6个现货试点省市已于2022年7月底前启动模拟试运行。可以说，我国电力现货市场建设历经各种复杂场景，已经到了由地方试点的探索实践正式转向全国推广的新节点。
9月15日，针对各省/区域电力市场出现的规则不统一、市场体系不完整、市场运营不规范等问题，国家发改委、能源局在广泛征求意见十个月后，正式发布《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《基本规则》），标志着我国现货市场同中长期交易一样有了国家统一指导设计和运行的规则。
二、文件概览
《基本规则》的核心是凝聚各地区现货市场建设经验和共识，规范电力现货市场的运营和管理，推动电力现货市场稳妥有序实现全覆盖，一方面对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续发展，另一方面将对尚未开展电力现货市场运行的地区提供可借鉴的经验，降低试错成本。
图1《电力现货市场基本规则》主要内容框架
资料来源：国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就《电力现货市场基本规则（试行）》答记者问，行业研究室整理
文件内容主要涵盖建设路径、机制设计、运营要求和相关术语四个方面，适用于采用集中式市场模式的省（区、市）/区域现货市场，以及省（区、市）/区域现货市场与相关市场的衔接。在建设路径方面，明确了近期和中远期的主要任务；在机制设计方面，将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易，并提出现货与中长期、辅助服务交易衔接的原则性要求；在运营要求方面，从规则体系、信息披露、技术支持系统、人员培训、计量管理、市场干预等各个方面规范了各阶段工作内容及相关要求；在相关术语方面，对部分电力现货市场相关的名词术语进行了统一规范。
其中，最受关注、调整最大的内容集中在我国电力现货市场建设的近期及中远期主要任务方面，特别是中远期任务，在两个版本之间几乎进行了全面改动。征求意见稿与试行版中的主要任务关联及对比如下图所示[1][2]。
图2 电力现货市场建设主要任务对比
资料来源：《电力现货市场基本规则（试行）》，行业研究室整理
三、内容解读
接下来，本文将以电力现货市场建设主要任务为切入点，结合征求意见稿和正式稿的内容，对《基本规则》部分内容的意义和影响进行分析。
（一）加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动与辅助服务联合《基本规则》提出了现货市场与中长期交易衔接的三方面原则性要求，分别是（1）调频、备用辅助服务市场与现货市场的联合出清；（2）以电能量市场调峰功能取代调峰辅助服务品种；（3）发用两侧合理分担辅助服务费用。其中第1点在国家层面尚属首次提出，要求“现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；具备条件时，调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清”，并且列为电力现货市场近期建设主要任务之一。
其实这一点并不意外，毕竟在竞争性电力市场中，电力现货市场和电力辅助服务市场具有强耦合性。一方面，备用辅助服务能保证电能量供应的充裕性，调频辅助服务则能保证现货市场闭市后偏差电量的平衡性。另一方面，提供有功功率辅助服务和电能量都会占用发电机组容量，对发电机组来说，两种选择互为机会成本。
从市场设计角度来说，电力现货市场与电力辅助服务市场的出清模式可以分为单独出清模式和联合出清模式。单独出清模式多见于电力市场初期，需要考虑电能量和各品种辅助服务的出清次序。联合岀清模式主要应用于发展较为成熟的集中式电力市场中，比如PJM将电能量与调频、备用等同时段交易获取的辅助服务放在统一的数学模型中集中优化，求解得到满足系统安全运行约束的短期经济调度出清结果。
在信息足够透明的前提下，现货市场与辅助服务市场联合出清将获得更佳的整体经济效益，能够更有效地体现辅助服务提供主体的机会成本[3]。那么，当前我国现货试点地区调频、备用辅助服务与现货市场的联合出清已经发展到哪一步了呢？
表1 各省/区域辅助服务市场与现货市场衔接要求
资料来源：各省电力市场政策文件，行业研究室整理表1 各省/区域辅助服务市场与现货市场衔接要求
从第一批与第二批现货试点地区中，挑选部分进行电力现货市场规则对比可以发现（如表1所示），目前各地区对于调频、备用等辅助服务品种的种类设计，辅助服务市场与现货市场是否联合出清以及未来衔接规划等方面的差异较大，只有广东与《基本规则》此次的任务表述最为一致，江苏等省也比较接近，都是分独立出清与联合出清两步走。尽管现货市场与辅助服务市场联合出清难度大，但既然《基本规则》明确了发展任务方向，接下来无论已经开展现货试点还是即将开展电力现货市场运行的地区，无疑都将会朝着这个方向靠拢。
（二）加强中长期市场与现货市场的衔接，明确中长期分时交易曲线和交易价格
中长期与现货市场的衔接，可以算是《基本规则》最大的亮点之一了，文件在建设路径、市场衔接机制以及市场结算部分均有提及，相当于从目标、要求和具体做法三个层次进行了逐级细化。
图3 《基本规则》中长期与现货市场衔接相关内容
资料来源：《电力现货市场基本规则（试行）》，行业研究室整理
目前，各试点省份对中长期合约要素的要求不尽相同。在要素数量上，主要区别在于是否包含交割结算节点、分时电力曲线等内容。在过去大用户直接交易模式下，中长期合约要素主要包括中交易主体、合约起止时间、合约电量、合约价格等。而在电力现货市场环境下，《基本规则》提出中长期合约要素还应包括交割结算节点、分时电力曲线及价格等要素，这是因为中长期市场规避风险的对象是现货市场出清的不同节点、不同时间的电能量商品，只有明确了交割结算节点和分时电力曲线，才能计算出中长期合同所对标的交割点的现货价格，更好实现中长期与现货市场的衔接。
在交割结算节点方面，各试点省份主要区别在于结算参考点选择发电侧还是用电侧。在交易中实际发电和实际用电往往不在电网的同一节点上，前者按所在节点价格结算，后者按所在负荷区域的区域价格结算。由于不同节点的价格不同，需要在合同中约定一个交割结算节点作为中长期交易的交货节点。当前，我国电力市场处于起步阶段，为保障平稳过渡，合约双方暂无法自行选择结算参考点，因此各地市场规则均定义了一个统一的结算参考点，并将用户侧的结算点定在统一结算点[4]。从表2中可以看出，不同省份规定的结算参考点也不同，有的选择以发电侧节点加权平均电价作为统一结算参考点电价，有的选择以用户侧节点加权平均电价作为统一结算参考点电价。
表2 不同省份的结算参考点
资料来源：各省电力市场政策文件，行业研究室整理
此次《基本规则》将现货市场运行地区的中长期合同要素由“根据需要确定结算参考点”改为“应约定结算参考点”，并在原则性要求和具体计算公式中增加“中长期结算参考点”，将发电企业中长期交割结算点和发电企业实际节点间的空间价值差明确考虑在内，对理顺我国“中长期市场+现货市场”协同运行的市场体系产生十分重要的意义，能够使市场主体对节点空间价值及中长期合约作为节点避险工具有更深刻的重视和理解。
四、结语
《基本规则》的发布，证明我国电力现货市场建设正在经历从实践到理论的过程，下一步则是从理论再回到实践。尽管《基本规则》有效期截至2026年10月15日，但后续要推动电力现货市场“基本法”真正发挥加强各类市场的协同和衔接、加快构建全国统一电力市场体系的作用，还需在内容上进行动态修订，修订频次取决于各地电力现货市场建设运营情况和《基本规则》落实情况。相信接下来各省份将对照《基本规则》陆续修订本省规则，我们也将和各位读者一起保持关注和探讨。
【参考文献】
[1]国家发展改革委、国家能源局，《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》[2]国家发展改革委、国家能源局，《电力现货市场基本规则（试行）》
[3]襄电小刘，第六篇：电力现货与辅助服务的衔接与出清
[4]电联新媒，由《电力现货基本规则》两种结算方式浅析中长期交易与现货市场的衔接
作者：李峰
部门：朗新科技集团业务研究部
