今年3月16日，《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》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)出台，拉开了新一轮电力体制改革的序幕。9号文将“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”作为近期推进电力体制改革的重点任务之一，文件提出：引导市场主体开展多方直接交易，通过调度和交易机构开展短期和即时交易;鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制，建立辅助服务分担共享新机制。
11月26日，国家发改委、国家能源局印发了6个电力体制改革核心配套文件，标志着电改步入全面实施的关键阶段。其中，《关于推进电力市场建设的实施意见》(以下简称《意见》)就是对“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”这一重点任务的具体落实。《意见》提出：逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。《意见》明确：电力市场主要由中长期市场和现货市场构成，条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。《意见》提出：电力市场主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式主要以中长期实物合同为基础，现货市场交易标的物为实物合同与实际供需间产生的偏差电量;集中式主要以中长期差价合同锁定价格、管理市场风险，现货市场交易标的物为全部发(用)电量。
11月30日，国家能源局就两个交易规则和一个监管办法公开征求有关单位意见。其中《电力市场运营基本规则》(征求意见稿，以下简称《基本规则》)适用于开展现货交易试点地区。试点地区的国家能源局派出机构组织电力交易机构，根据《基本规则》拟定《电力市场运营规则》，报国家能源局备案后执行。《基本规则》共13章91条：
第一章是总则。明确了《基本规则》的立法依据、适用范围、市场原则以及监管主体等。电力市场成员应自觉自律，不利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益;市场正常运行不受任何单位和个人非法干预。
第二章是市场成员。电力市场成员包括市场主体(包括市场交易主体和电网经营企业)和市场运营机构。需要说明的是，现货交易启动后，电网经营企业不再作为交易主体参加跨省跨区交易。根据从事交易业务的不同，引入了交易登记和交易注册制度，其中符合准入条件且纳入省级政府目录的售电企业、电力用户、发电企业以及第三方辅助服务供应商实施注册制度，其他市场交易主体和电网经营企业实施登记制度。此外，这一章还明确了交易机构和调度机构各自主要职责。
第三章是交易类型、方式与价格。首先，给出了电力市场交易的分类以及电力批发交易和零售交易的定义。然后，分别定义了批发市场的构成及模式，规定了中长期市场的构成及交易方式、现货市场的交易方式。最后，规定了现货市场的价格机制，即采用基于边际成本定价的机制，各地可根据实际采用分区边际电价或节点边际电价。由于中长期交易基本为场外交易，市场交易主体可以自主约定价格机制(如，可以跟电厂生产用燃煤价格指数联动或跟用户生产的产品价格指数联动)，其价格机制在规则中不作规定。
第四章是中长期电能量市场。首先，给出了中长期电能量的定义及分类;然后，根据我国将在较长时期存在“计划电”与“市场电”并存这一特点，详细规定了优先发电合同电量的形成过程;接着，明确了中长期市场化交易合同电量形成、结算有关要求，对实物合同和差价合同的分解执行原则进行了规定;最后，明确现阶段不搞虚拟交易，发电企业不能超发电能力签订中长期交易合同，但可根据实际供需，通过合同转让交易等方式对中长期合同进行调整。
第五章是现货市场。现货市场是电力市场的重要组成部分，也是市场建设的重点和难点。首先，本章对现货市场的构成体系、交易标的物、电网公平开放、网络拓扑共享、安全校核、市场主体申报等共性问题予以明确。然后，根据分散式市场和集中式市场的不同，分别给出了各自的组织实施程序。分散式市场组织实施的核心环节包括：优先发电合同和中长期市场交易合同分解、初始发用电曲线形成、日前市场和实时平衡机制。集中式市场组织实施的核心环节包括：优先发电合同和中长期市场交易合同分解、日前市场和实时市场。
第六章是辅助服务市场。本章对辅助服务的交易方式、考核办法和费用分摊原则进行了规定。
第七章是计量和抄表。本章对电能计量装置的基本要求、校核、安装位置和抄表责任提出了明确要求。同时，对辅助服务这一非电量的计量也作出了规定。
第八章是交易结算。发用电计划和价格上的“双轨制”，必然在电量切割和电费结算上要区别对待。首先，为体现现货市场形成的价格信号带有时间、空间的特点，明确了电价结算最小单位时间和结算电价位置范围。然后，针对分散式市场和集中式市场两种模式，分别给出了不同的结算规则。最后，明确了交易机构开具结算凭据和市场主体间电费结算等有关要求。
第九章是信息披露。市场信息直接关系到市场交易主体经济利益。本章给出了信息分类标准及各类信息的定义，明确了各方在市场信息披露方面的责任及分工，规定了信息披露方式，明确了信息披露监管主体。
第十章是电力市场技术支持系统。本章明确了各方在技术支持系统建设方面的职责以及系统须具备的功能要求。
第十一章是市场风险防控。为防范现货市场存在的价格波动风险，提出了市场限价、市场力防范、交易保证金和预付费、市场力监测以及市场干预等风险防控措施。
第十二章是系统运行安全。强调了调度纪律，所有市场成员应服从调度指令;明确了发电机组检修管理的原则，防止企业通过检修停机操纵市场;赋予了调度机构紧急事故处理、暂时中止或变更交易计划的权利。
第十三章是附则。明确了《基本规则》的解释权及相应电力市场运营规则制定程序，对《基本规则》中出现的日前市场、日内市场、实时市场以及实物合同、差价合同等给出了定义和说明。
《基本规则》作为落实9号文及其配套文件精神的重要规则，承担着指导我国电力市场建设的重任，具有以下亮点：
一是充分衔接了发用电计划“双轨制”。从电量、电价形成方式看，有“计划电”和“市场电”之分。但从电力运行和电力商品特性看，很难保证机组一会儿发计划电、一会儿发市场电，也难以区别交流电网上流动的是什么性质的电。因此，电力市场必须能衔接好计划电和市场电。《基本规则》通过市场兜底，从以下两个方面衔接计划和市场。一是通过优先发电合同的方式固定了计划电，并根据日负荷预测曲线来分解优先发电合同电量，计划外的全部走市场;二是通过电量结算来分清楚计划电和市场电，计划电按照国家批复价结算，市场电按照市场价结算。
二是充分体现了交易规则的灵活性。《基本规则》给出了分散式和集中式两种模式，鼓励试点地区结合自身实际选择。采用分散式的，中长期交易合同以实物合同为主，但不排斥差价合同;可根据需要启动日内市场，辅助服务也可以逐步实现与日前电能量联合出清。采用集中式的，中长期交易合同以差价合同为主，但不排斥实物合同。
三是充分体现了“电力”特性。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发输变配用各环节瞬时完成，因而电力系统运行必须保证电力实时平衡，这些固有特点决定了电力是一种特殊的商品，其价格必然与发用双方在电网的位置、所在系统供需形势等密切相关。《基本规则》按照配套文件提出的电力市场总体要求，明确要求中长期交易合同必须有分时电力曲线、合同电量注入节点和流出节点等信息，并在日前市场开市前提前进行分解，然后通过现货市场调整发用电计划偏差或满足实际发用电需求，实现“电力”匹配。
现货市场在电力市场中的作用，就如同王冠上的明珠，个头不大但地位显赫。从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，进入21世纪10多年来，电力市场日趋成熟。我国仅在华东区域电力市场进行过日前市场的实操，但总体上经验缺乏，需要选择合适的地区开展现货市场试点，总结完善、形成可复制的试点经验后再逐步推广，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
11月26日，国家发改委、国家能源局印发了6个电力体制改革核心配套文件，标志着电改步入全面实施的关键阶段。其中，《关于推进电力市场建设的实施意见》(以下简称《意见》)就是对“推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制”这一重点任务的具体落实。《意见》提出：逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。《意见》明确：电力市场主要由中长期市场和现货市场构成，条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。《意见》提出：电力市场主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式主要以中长期实物合同为基础，现货市场交易标的物为实物合同与实际供需间产生的偏差电量;集中式主要以中长期差价合同锁定价格、管理市场风险，现货市场交易标的物为全部发(用)电量。
11月30日，国家能源局就两个交易规则和一个监管办法公开征求有关单位意见。其中《电力市场运营基本规则》(征求意见稿，以下简称《基本规则》)适用于开展现货交易试点地区。试点地区的国家能源局派出机构组织电力交易机构，根据《基本规则》拟定《电力市场运营规则》，报国家能源局备案后执行。《基本规则》共13章91条：
第一章是总则。明确了《基本规则》的立法依据、适用范围、市场原则以及监管主体等。电力市场成员应自觉自律，不利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益;市场正常运行不受任何单位和个人非法干预。
第二章是市场成员。电力市场成员包括市场主体(包括市场交易主体和电网经营企业)和市场运营机构。需要说明的是，现货交易启动后，电网经营企业不再作为交易主体参加跨省跨区交易。根据从事交易业务的不同，引入了交易登记和交易注册制度，其中符合准入条件且纳入省级政府目录的售电企业、电力用户、发电企业以及第三方辅助服务供应商实施注册制度，其他市场交易主体和电网经营企业实施登记制度。此外，这一章还明确了交易机构和调度机构各自主要职责。
第三章是交易类型、方式与价格。首先，给出了电力市场交易的分类以及电力批发交易和零售交易的定义。然后，分别定义了批发市场的构成及模式，规定了中长期市场的构成及交易方式、现货市场的交易方式。最后，规定了现货市场的价格机制，即采用基于边际成本定价的机制，各地可根据实际采用分区边际电价或节点边际电价。由于中长期交易基本为场外交易，市场交易主体可以自主约定价格机制(如，可以跟电厂生产用燃煤价格指数联动或跟用户生产的产品价格指数联动)，其价格机制在规则中不作规定。
第四章是中长期电能量市场。首先，给出了中长期电能量的定义及分类;然后，根据我国将在较长时期存在“计划电”与“市场电”并存这一特点，详细规定了优先发电合同电量的形成过程;接着，明确了中长期市场化交易合同电量形成、结算有关要求，对实物合同和差价合同的分解执行原则进行了规定;最后，明确现阶段不搞虚拟交易，发电企业不能超发电能力签订中长期交易合同，但可根据实际供需，通过合同转让交易等方式对中长期合同进行调整。
第五章是现货市场。现货市场是电力市场的重要组成部分，也是市场建设的重点和难点。首先，本章对现货市场的构成体系、交易标的物、电网公平开放、网络拓扑共享、安全校核、市场主体申报等共性问题予以明确。然后，根据分散式市场和集中式市场的不同，分别给出了各自的组织实施程序。分散式市场组织实施的核心环节包括：优先发电合同和中长期市场交易合同分解、初始发用电曲线形成、日前市场和实时平衡机制。集中式市场组织实施的核心环节包括：优先发电合同和中长期市场交易合同分解、日前市场和实时市场。
第六章是辅助服务市场。本章对辅助服务的交易方式、考核办法和费用分摊原则进行了规定。
第七章是计量和抄表。本章对电能计量装置的基本要求、校核、安装位置和抄表责任提出了明确要求。同时，对辅助服务这一非电量的计量也作出了规定。
第八章是交易结算。发用电计划和价格上的“双轨制”，必然在电量切割和电费结算上要区别对待。首先，为体现现货市场形成的价格信号带有时间、空间的特点，明确了电价结算最小单位时间和结算电价位置范围。然后，针对分散式市场和集中式市场两种模式，分别给出了不同的结算规则。最后，明确了交易机构开具结算凭据和市场主体间电费结算等有关要求。
第九章是信息披露。市场信息直接关系到市场交易主体经济利益。本章给出了信息分类标准及各类信息的定义，明确了各方在市场信息披露方面的责任及分工，规定了信息披露方式，明确了信息披露监管主体。
第十章是电力市场技术支持系统。本章明确了各方在技术支持系统建设方面的职责以及系统须具备的功能要求。
第十一章是市场风险防控。为防范现货市场存在的价格波动风险，提出了市场限价、市场力防范、交易保证金和预付费、市场力监测以及市场干预等风险防控措施。
第十二章是系统运行安全。强调了调度纪律，所有市场成员应服从调度指令;明确了发电机组检修管理的原则，防止企业通过检修停机操纵市场;赋予了调度机构紧急事故处理、暂时中止或变更交易计划的权利。
第十三章是附则。明确了《基本规则》的解释权及相应电力市场运营规则制定程序，对《基本规则》中出现的日前市场、日内市场、实时市场以及实物合同、差价合同等给出了定义和说明。
《基本规则》作为落实9号文及其配套文件精神的重要规则，承担着指导我国电力市场建设的重任，具有以下亮点：
一是充分衔接了发用电计划“双轨制”。从电量、电价形成方式看，有“计划电”和“市场电”之分。但从电力运行和电力商品特性看，很难保证机组一会儿发计划电、一会儿发市场电，也难以区别交流电网上流动的是什么性质的电。因此，电力市场必须能衔接好计划电和市场电。《基本规则》通过市场兜底，从以下两个方面衔接计划和市场。一是通过优先发电合同的方式固定了计划电，并根据日负荷预测曲线来分解优先发电合同电量，计划外的全部走市场;二是通过电量结算来分清楚计划电和市场电，计划电按照国家批复价结算，市场电按照市场价结算。
二是充分体现了交易规则的灵活性。《基本规则》给出了分散式和集中式两种模式，鼓励试点地区结合自身实际选择。采用分散式的，中长期交易合同以实物合同为主，但不排斥差价合同;可根据需要启动日内市场，辅助服务也可以逐步实现与日前电能量联合出清。采用集中式的，中长期交易合同以差价合同为主，但不排斥实物合同。
三是充分体现了“电力”特性。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发输变配用各环节瞬时完成，因而电力系统运行必须保证电力实时平衡，这些固有特点决定了电力是一种特殊的商品，其价格必然与发用双方在电网的位置、所在系统供需形势等密切相关。《基本规则》按照配套文件提出的电力市场总体要求，明确要求中长期交易合同必须有分时电力曲线、合同电量注入节点和流出节点等信息，并在日前市场开市前提前进行分解，然后通过现货市场调整发用电计划偏差或满足实际发用电需求，实现“电力”匹配。
现货市场在电力市场中的作用，就如同王冠上的明珠，个头不大但地位显赫。从国际经验来看，英国、北欧、美国等成功的电力市场建设均从现货市场建设开始，进入21世纪10多年来，电力市场日趋成熟。我国仅在华东区域电力市场进行过日前市场的实操，但总体上经验缺乏，需要选择合适的地区开展现货市场试点，总结完善、形成可复制的试点经验后再逐步推广，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
