坚持基本规则顶层设计 全面推进现货市场建设

近日，国家能源局印发《电力现货市场基本规则》（以下简称《基本规则》），这是我国目前电力现货市场领域的首部国家级规则，不仅明确了电力现货市场建设目标、路径、任务和运行要求，还对参与市场成员、市场运营、衔接机制、价格结算、风险防控、技术支持系统等作出细则性要求，将进一步推动电力现货市场从试点走向全国。主要体现在以下三方面：

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵世杰）

坚持顶层设计，为全国统一电力市场体系奠定“幕前”基础

2017年以来，国家发展改革委、国家能源局先后批准14个省份及地区开展电力现货交易试运行，大部分试点省份现货发展已初具规模。此次《基本规则》正是基于各地区电力现货市场试运行结果后总结形成的框架性文件，首次明确现货市场建设基本框架，对当前与未来各省份开展现货交易的建设路径与基本规则作出方向性指引，为全国统一电力市场建设奠定了良好基础。

出台基本规则，明确现货市场主体地位

为规范电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，国家能源局首次在国家文件中明确了电力现货市场的基本定义，主要在较中长期交易在时间颗粒度上进行划分区别，是指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场，通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。初步形成了中长期、现货、辅助服务构成的电力市场交易体系，明确了现货市场在电力市场交易中的主体地位。

规范市场规则，明确现货市场发展目标

《基本规则》中要求“各省（区、市）/区域结合能源转型需要和市场建设进程，及时制修订电力现货市场运营规则及其配套实施细则，并公开发布”，进一步规范各地市场规则的制修订程序流程，对开展困难和尚未开展现货市场运行的省份有较强的指导意义，有助于相关省份加速市场建设，推动我国全面进入电力现货时代。规则中提出近期8大主要任务和2大中远期主要任务，涵盖现货市场建设原则、多种市场衔接，以及新能源在内的各类新型主体参与、探索建立容量补偿机制、区域市场融合等多个主要目标，明确了下一步市场建设的方向。

规范运行管理，明确现货市场建设路径

《基本规则》中要求电力现货市场建设需循序渐进，应先开展模拟试运行、结算试运行，符合条件后进入正式运行，每项试运行开展前均需要满足相应的具体条件和要求。其中，结算试运行应具备依据市场出清结果进行生产调度并结算，检验技术支持系统市场出清等有关功能；正式运行时至少具备现货市场规则体系健全，建立了市场风险防控、信息披露、信用管理等制度，技术支持系统要定期开展第三方校验并公开校验报告、市场成员具备参与市场软硬件条件等。这些具体规定和工作内容，进一步明确了电力现货市场的建设路径，积极稳妥地推动现货市场建设。

坚持技术中立，为全面推进电力现货市场建设“幕中”提供指导

现货市场需要坚持的一个重要原则是技术中立，即只要进入电力市场，无论采用什么发电技术、成本如何，都必须遵从一套规则。对于电力系统来讲，不同发电电源提供的是同质商品，所以必须按照技术中立原则以同一套规则竞争，因此未来更多类型的电源可能会进入电力市场。基于此，国家层面的《基本规则》在市场运营、价格机制、衔接机制、市场结算等涉及市场可持续发展运行的重点关键环节做了基本要求和技术指导。

市场运营

市场准备阶段，明确要求市场成员应按照市场规则和交易结果承担相应的经济责任，特别指出电网企业要负责预测代理购电用户分时段用电量及居民、农业用电量和典型曲线，规范指导各市场成员合规参与市场竞争。

市场运营阶段，市场运营机构首先确定跨省跨区联络线计划，作为送受电两端市场的初始条件，开展日前市场的地区，调度机构以省间交易结果形成的联络线计划为市场优化边界条件，将用户侧申报电量或调度负荷预测作为需求，以社会福利最大为优化目标，集中优化出清形成日前市场出清结果；未开展日前市场的地区，市场运营机构可依据省间送受电曲线、经营主体申报信息和次日负荷预测，形成日前预出清结果；开展日内市场地区，调度机构以日前机组组合为基础，根据日内运行情况和预测信息，滚动优化快速启停机组等灵活调节资源；开展实时市场地区，调度机构根据最新负荷预测、联络线计划和系统约束条件，以社会福利最大化为目标进行出清。特别提到，各省（区、市）价格主管部门要会同国家能源局派出机构及时开展机组成本核查，明确各类型机组成本，为市场健康平稳运行提供有效指导。

市场结果发布阶段，规则明确要求市场运营机构应按照规则及时向经营主体发布对应出清结果，如发生场外调度或市场干预，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，并及时进行信息披露。

价格机制

《基本规则》中提出现货市场交易采用边际电价出清，可根据电网结构和阻塞等情况，选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价。经营主体具有报价权和参与定价权，但电网代理购电用户在现货市场中不申报价格（价格接受者），因各种原因必须维持特定出力或其他特殊原因的机组不能参与定价。发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构成；用户侧价格由电能量价格、输配电价格、线损电费、系统运行费（含辅助服务费）、政府性基金及附加等构成，首次在用户侧电价构成里面体现了系统运行费用，为构建体系完整的平衡成本价格传导机制提供了有效指导。另外，现货市场应设定报价限价和出清限价，市场限价应与市场建设相适应，并加强不同交易品种市场限价的协同，原则上随着交易接近交割时间，市场价格上限应依次非递减。

衔接机制

中长期与现货市场衔接。现货市场运行地区，经营主体应通过自主协商或集中交易的方式确定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。特别要做好跨省跨区中长期交易同现货市场的衔接，跨省跨区交易卖方成交结果作为送端口负荷增量，买方成交结果作为受端口电源参与省内出清结算，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。

代理购电与现货市场衔接。规则中明确要求电网企业应定期预测代理购电工商业用电量及典型负荷曲线，并考虑用户负荷特性分别预测分时段用电量，通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，形成分时合同。代理工商业用户购电产生的偏差电量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，由全体工商业用户分摊或分享。

辅助服务市场与现货市场衔接。规则中要求按照积极稳妥的原则，在市场起步阶段，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。尤其强调了现货市场运行地区，原则上不再设置调峰辅助服务品种，且明确了辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理的原则共同分担，有助于系统运行成本的疏导。

容量补偿机制与现货市场衔接。为了激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度和运行安全，在国家的规则中首次提出了各省（区、市）/区域要结合实际需要，探索建立市场化容量补偿机制，并做好市场限价、市场结算、发电成本调查等环节与容量补偿机制的衔接工作，具备条件的地区鼓励探索建立容量市场。

市场结算

《基本规则》中明确提出电能量批发市场可以按两种方式结算：方式一，现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。方式二，中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。两种结算方式均体现了电力价格的位置信号，促进电源、负荷的规划和投资。

现货市场可采用“日清月结”的结算模式，每日对已执行的成交结果进行清分计算，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。明确强调电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录，分类明确疏导，根据“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，事先商定分摊（返还）方式，明确各方合理的权利与义务。

最后，经营主体结算依据包括现货电能量费用、中长期合同电费（包括双边合同、政府授权合约等）、系统运行费用（包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、不平衡费用等，特别是将政府授权合约、抽水蓄能容量电费等纳入其中，为进一步科学规范市场结算指明了前进的方向，且有利于新能源、抽水蓄能等产业可持续发展。

坚持积极稳妥，建立健全电力现货市场“幕后”管理机制

《基本规则》中对“风险防控、市场干预、争议处理、电力市场技术支持系统”等现货市场运行“幕后”环节作了风险管理机制的明确要求，强调了风险分类、风险处置、市场干预条件、市场干预内容及市场中止和恢复条件，以及发生争议时的条件流程，规范了市场干预行为和争议处理机制，最后对电力市场技术支持系统的运营管理也做了基本规定，电力现货市场风险管理机制进一步建立健全。

风险防控

《基本规则》中明确了电力现货市场风险防控要求，强调了“电力供需、市场价格异常、电力系统安全运行、电力技术支持系统、网络安全、履约”六大风险，清晰指明了市场风险防范的方向。另外，在风险防控与处置环节，强化了电力交易机构和调度机构的运营监控和风险防控责任，并要求其按照相关政府部门要求做好风险监测和处置，更好地发挥“有为”政府的作用。

市场干预

《基本规则》中明确市场干预主要分为政府干预和市场运营机构干预，细化了两种干预具体的使用范围和要求，并就干预内容做了具体的规范，如市场运营机构需要记录干预原因、措施，分析存在的问题及形成方案建议等，且要求异常情况解除具备市场重启条件后，经国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门同意，市场运营机构按程序恢复市场正常运行。要求国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门须建立电力市场中止和恢复工作机制，并在规则中予以明确，进一步完善市场干预的实施细则，确保合规合法地开展市场干预。

争议处理

《基本规则》中明确经营主体之间、经营主体与市场运营机构之间、经营主体与电网企业之间参与电力现货市场发生争议时，可先通过市场管理委员会调解，也可向国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门申请行政调解，调解不成的可通过仲裁、司法等途径解决争议。另外，特别强调了提出争议调解的申请流程、时效等，并要求相关部门做好保密工作，不得泄露其商业秘密。

电力市场技术支持系统

《基本规则》中明确要求电力市场技术支持系统应具备9个方面的条件，为地方建设现货市场作了有效规范。另外，在第三方检验方面，也指出了要符合3个方面的要求，并且对技术支持系统的数据交互和管理也做了相应要求，在市场建设的“幕后”做了具体细化的指导。

电力现货市场是电力市场体系中的重要组成部分，能够发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，实现电力资源优化和电网经济调度，可提升电力系统调节能力、促进可再生消纳等，推进电力现货市场建设是电力体制改革的重要任务。当前，具有原则性、标准性、指导性的全国规则的出台实施，将为全面深入推进现货市场、建设全国统一电力大市场奠定基础，确保电力现货市场沿着中国式现代化道路平稳推进和运营。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于中国华电集团有限公司。