近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力现货市场基本规则（试行）》（下文简称《基本规则》）。
（来源：浙电e家 作者：融媒体中心）
《基本规则》确立了省间、省（区/市）/区域电力现货市场运行的基本规则框架和建设路径，既是对前期现货市场试点经验的总结，也是后续推动现货市场从试点走向全国的基本指引，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。
总体而言，《基本规则》试行稿相比于2022年11月的征求意见稿在章节条目上更加精简，其中发电成本调查、信用管理、信息披露、市场监管等与现货市场主体运行相关度较小的章节做了删减或大幅简化。此外，在具体规则内容上的变化主要体现在以下几个方面：
1.市场成员管理和权责划分
试行版《基本规则》将市场成员划分前置在总则部分，将市场成员划分为经营主体、电网企业和市场运营机构。同时，将分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等纳入为新型经营主体。一方面，通过将经营性主体和电网企业、市场运营机构等成员进行明确划分，深化了电网企业独立于市场竞争的成员身份。另一方面，从顶层设计上赋予了分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂新型经营主体的身份，为推动新型经营主体参与市场，拓展各行业的盈利来源，提升发用两侧新兴业态活跃度奠定基础。此外，《基本规则》对于市场成员的权责划分进行了调整，并根据权责对等原则对其权利义务进行规定。在电力用户、售电公司及电网企业的权责划定中，删除“依法依规履行清洁能源消纳责任”的表述，意味着全额保障性收购可再生能源发电量将逐渐向绿色电力交易等市场化导向的激励机制过渡。在电网企业义务中新增“根据现货市场价格信号反映阻塞情况，加强电网建设”，在规则层面明确了市场价格信号对电网长期规划和投资的指导作用。
2.重新明确电力现货市场建设路径
试行版《基本规则》对于电力现货市场建设主要任务做了较大调整，制订了市场建设两步走建设路径。近期建设任务方面，聚焦于构建“中长期+现货+辅助服务”市场体系，增加“明确中长期分时交易曲线和交易价格”要求，更重视中长期交易分时电价和负荷曲线的制定，为衔接现货市场打下基础。此外，在电源侧推动新能源与储能等新型主体参与市场，设计适应新能源特性的市场机制，并与保障性政策做好衔接，实现新能源规模化参与市场的平稳过渡。在用户侧提出“直接参与市场的电力用户、售电公司、代理购电用户等平等参与现货交易”，而非仅仅参与现货结算，推动用户侧管理自身用电行为，参与电力现货市场交易申报，也有利于售电公司将发挥专业化价值，为用户提供服务，提升盈利能力。远期建设规划方面，《基本规则》试行稿全面更新了中远期电力现货市场建设主要任务，从“完善市场机制、统一规则体系、扩大市场范围”三个方面，系统勾勒出我国电力现货市场运营和管理体系远景目标，推动全国统一电力市场体系全面建成。此外，《基本规则》首次明确了电力现货市场从模拟试运行、结算试运行最终进入正式运行的建设路径，并逐一明确了各环节的启动条件和工作内容，确保电力现货市场平稳进入常态运转。
3.细化电力现货市场和其余市场的衔接方式
《基本规则》中单独设置了市场衔接机制章节，对现货市场与中长期市场、辅助服务市场等相关市场化交易的衔接方式提出了原则性要求。与中长期市场衔接方面，取消了“市场主体自愿选择典型曲线”的描述，提出“现货市场运行地区，经营主体应通过自主协商或集中交易方式确定中长期交易合同曲线或曲线形成方式”，推动交易双方协定发用两侧一致的电力交割曲线，并通过现货市场购买电力平衡发用电偏差。与跨省交易衔接方面，明确“卖方成交结果作为送端关口负荷增量参与省内出清结算，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算”。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，厘清了跨省跨区交易结果的经济责任，公平参与省内出清结算。与代理购电衔接方面，将“电网企业负责预测代理购电用户及居民、农业用电量规模”改为“预测用电量和典型曲线”，明确代理工商业用户购电的偏差电量应按照现货市场价格结算，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），由全体工商业用户分摊或分享,在推动代理购电与现货市场交易衔接的同时，保障了居民、农业用电价格的稳定。与辅助服务市场衔接方面，明确“已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，不再设置并行的调峰辅助服务品种”，打破调峰与现货市场并存局面，充分发挥现货市场价格引导发用两侧自发调节作用，机组出力计划不再偏离社会福利最大化目标。与容量补偿机制衔接方面，从“市场限价、市场结算、发电成本调查”等角度进一步明确了现货与容量补偿机制衔接的关键环节，肯定了容量补偿机制对保障系统发电容量充裕度和安全稳定运行的作用，同时进一步提出探索建立容量市场。
4.更新多处交易机制和价格机制设计
《基本规则》试行稿更新了多处交易机制和价格机制设计，与市场建设路径规划相适应。在推动用户侧参与现货市场交易方面，对于日前、实时市场的优化出清目标，均将“以发电成本最小为目标”替换为“以社会福利最大为目标”，推动负荷聚合商、虚拟电厂等主体更好地开展负荷管理，在市场中释放用户侧社会福利。在辅助服务费用分摊方面，将“按照‘谁提供、谁获利，谁受益、谁承担’原则，建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制”的表述改为“由发用电两侧按照公平合理原则共同分担”，体现推动新能源等发电侧不可调节电源参与辅助服务费用分摊的市场发展方向。此外，删除“辅助服务应设定市场限价”条目，赋予充足的价格变化空间来体现系统辅助服务的真实价值。在电价构成方面，针对第三监管周期输配电价政策调整，文中各处将用户侧用电价格结构细化为由“电能量价格、输配电价（含交叉补贴）、上网环节线损费用、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、政府性基金及附加等构成”。电力市场化改革加速推进的新形势下，《基本规则》作为对国内新一轮电改以来电力现货市场建设经验的高度总结、提炼和规范，在多个方面形成了亮点，从无到有填补了我国电力市场规则体系的空白。当下我国电力现货市场建设正历经“从实践中发现真理，在实践中发展真理”的循环上升。《基本规则》对于构建全国统一电力市场体系而言，是起点而远非终点。一方面，要根据《基本规则》内容，按“基本共识+因地制宜”的原则，开展电力现货市场规则体系编制和市场建设运营工作，尽快启动现货市场试运行；另一方面,《基本规则》设定三年适用期，随着市场建设的深入推进和各方对市场模式、市场机制的共识不断凝聚，市场规则也将在定期更迭过程中不断完善，促进电力现货市场建设日趋成熟，推动电力市场可持续健康发展。
供稿
电科院 邓晖 徐程炜
