自去年11月22日公开征求意见后，日前，国家发展改革委、国家能源局正式印发了《电力现货市场基本规则》(下称《基本规则》)。作为国家层面首个电力现货市场规则性文件，《基本规则》被业界称为现货市场“基本法”，它的出台是我国电力现货市场建设不断深化的重要成果和标志，将进一步指导和规范各地现货市场建设、运营和管理，助推构建统一开放、竞争有序的电力市场体系。
01
我国电力现货市场建设顶层再设计
电力现货市场是电力市场体系中的重要组成，是发挥市场在电力资源配置中的决定性作用的关键。推进电力现货市场建设既是电力体制改革的重要任务，又是市场发展的客观需要。
2015年3月，中发9号文件之配套文件二首次提出，选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场。2017年8月，国家发改委、国家能源局联合发文，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，正式启动电力现货市场建设试点工作。2021年，新增上海、江苏、安徽、辽宁等6个地区作为第二批试点，明确提出支持南方区域电力市场试点，加快研究京津冀、长三角区域电力市场建设方案。
新一轮电力体制改革八年有余，电力现货市场建设取得了显著成效。截至目前，全国23个地区实现了电力现货市场试运行，其中山东、山西、甘肃、蒙西等6个地区实现常态化运行，浙江、上海、江苏等17个地区至少开展一次试运行，南方区域市场试运行已超过1年，电力现货市场建设全面铺开的趋势已基本奠定。现货市场在反映市场供需形势、形成合理峰谷价差、提升保供能力、促进新能源消纳方面等方面发挥着重要作用。
与此同时，电力现货市场建设过程中，各方在共性问题和重要观点上仍存在分歧，成为制约全国统一电力市场体系建设的重点矛盾，需要从国家层面顶层再设计。这种设计既要坚持系统思维，推动健全完备的市场体系，又要兼顾不同地区市场基础条件、电源结构、网架结构等实际，在市场模式、价格机制等方面因地制宜，实现不同地区、不同市场品种间的协同运行。
2022年4月，国家能源局结合前期课题研究成果，在总结各地市场建设经验、借鉴教训的基础上，启动了《基本规则》的编制工作;经过多轮专家讨论和公开征求意见，历经一年多时间，出台了此版《基本规则》。《基本规则》明确电力现货市场建设的目标是：形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。在“安全可靠、绿色低碳、经济高效、稳步协同、公开透明”的原则基础上，《基本规则》提出了近期和远期建设的主要任务，系统勾勒出我国电力现货市场运营和管理体系。通读全文，可以看出它坚持了电力市场化发展方向，我国电力现货市场建设的整体逻辑跃然纸上。
02
我国电力现货市场体系设计呈现三大特征
《基本规则》共计13章129条，涉及总体要求、市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、市场衔接机制、计量、市场结算、风险防控、市场干预、争议处理、电力市场技术支持系统各个方面，信息量非常大，部分内容专业性很强。为把握着力点，可将文件呈现的电力现货市场体系设计概括出三大特征，也可将其作为未来一段时期内电力现货市场建设的重点工作任务。
(一)健全市场功能体系，推进市场协同运行
一是健全市场功能体系，体现电力商品细分价值。电力市场建设过程中，电力商品的价值逐步出现细分，尤其是在构建新型电力系统的大背景下，将从以电能量为主，逐步向电能量、灵活性以及可靠性等多维价值体系转变。与此对应，电力市场体系应以电能量市场为基础，拓展至辅助服务和容量成本回收机制等。其中，现货市场发现电力短期价格，反映日前、日内和实时供需关系，助力电力系统实时供需平衡;中长期交易平衡长期供需，规避现货价格波动风险、稳定市场预期;辅助服务市场体现灵活调节性资源价值，满足负荷变化、新能源波动等引起的系统调频、备用等需求;容量成本回收机制体现可靠容量价值，满足系统可靠容量的充裕度要求。《基本规则》在近期任务中明确推动中长期、辅助服务与现货市场衔接，并单独设置市场衔接机制章节：推动中长期交易在合约要素、交易时序和结算方面与现货市场衔接;厘清调频、备用辅助服务市场与现货市场出清的衔接方式，并明确辅助服务费用由发用电两侧共同承担;推动各地结合实际探索建立市场化容量补偿机制，并做好市场限价和结算方面与现货市场的衔接。
二是推进多层次市场协同运行，助力全国市场体系建设。各层次市场协同与融合问题，关系到送受端各方切身利益以及市场运营机构的权责，牵一发而动全身，是当前电力市场化改革难啃的“硬骨头”之一。《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，下称118号文件)明确提出引导各层次电力市场协同运行，加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。继118号文件之后，《基本规则》再次强调“统一市场、协同运行”的市场框架，以及跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量、买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算。上述规则若能在各地电力现货市场中落地，则将在不影响跨省区中长期交易和送受电计划的前提下，推动省间购售双方承担在省内市场的经济责任，推动实现跨省区与省内市场在价格方面的动态衔接。
(二)有效市场与有为政府相结合，规范市场运营和管理
一是厘清市场构成，规范市场运营。《基本规则》首次对市场构成进行了较为详细的阐述，基本厘清了日前市场和可靠性机组组合的关系。集中式市场模式下，可靠性机组组合是日前市场的重要环节，其作用、采用的信息应当与日前市场出清区分开来：日前市场出清是交易环节，决定的是市场中交易双方的经济责任关系;可靠性机组组合是为满足电力系统安全运行而设立的环节，应基于市场运营机构的新能源出力和负荷需求预测信息开展。若将两者进行简单的合并，日前市场出清基于负荷预测信息形成价格，用户侧申报信息仅用于日前市场结算、而不进入日前市场出清环节，尽管操作起来较为简便，却不利于激励用户侧主体按照有利于系统调节的方向申报。《基本规则》提出，加快推动日前市场以市场化用户申报曲线叠加非市场化用户预测曲线为依据开展集中优化出清，较好地厘清并解决了这一问题。
二是健全定价机制，规范市场结算。现货市场的基础是定价机制。只有充分发挥现货市场不同时间不同地点的价格信号作用，才能引导供需协同互动，保障电力系统安全高效运行，推动新产业新业态发展。《基本规则》指出，电力现货市场通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，且不仅明确了边际定价机制分类及其适用条件、经营主体报价和定价权的适用情形、发用侧主体价格构成，还首次系统明确了市场限价的设定原则、考虑因素，并强调加强不同交易品种市场限价的协同，为各地制定市场限价提供了指导。结算也是各市场成员非常关心的环节，当前各地出现了不同的市场结算方式。为了有效兼容各地实际，《基本规则》提供了中长期合约和现货市场两种结算方式，并给出不同结算方式下、开展日前市场与不开展日前市场两种情形下，发用两侧的结算计算公式。此外，对于新能源等不同发电类型，可设计不同的政府授权合约结算公式，有效解决了各类型主体参与市场以及保障新能源等主体合理收益两个目标之间的矛盾。
三是规范市场干预，防控市场风险。电力现货市场平稳运行，离不开市场干预和风险防控。《基本规则》提出市场干预分为政府干预和市场运营机构干预，并明确两种干预的适用情形、干预内容、市场中止和恢复机制;将电力市场风险分为电力供需、市场价格异常、电力系统安全运行、技术支持系统、网络安全、履约六个方面风险，并明确风险防控与处置的基本程序。此外，《基本规则》还单独设置了现货市场运营、计量、争议处理等章节，为电力现货市场运行保驾护航。
(三)准入新型竞争主体，助力能源清洁低碳转型
鼓励培育多元竞争的经营主体，有助于激发电力行业新业态新模式发展，对能源清洁低碳转型具有重要的支撑作用。电力现货市场是负荷聚合商、储能、虚拟电厂等主体发展的基石，这些主体只有在现货市场环境下才能更好地体现其价值。《基本规则》明确稳妥有序推动新能源参与电力市场，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型主体参与交易，扩大新型主体参与交易范围，对于各地开放市场准入释放了良好信号。
03
我国电力现货市场建设任重而道远
在《基本规则》指导下，我国电力现货市场建设目标和路径更加明确，体系结构更加完备，市场逻辑更加清晰。《基本规则》将推动各地结合能源转型需要和市场建设进程，制修订电力现货市场运营规则及其配套实施细则，深化完善市场建设，实现电力资源在更大范围、更深层次优化配置，助力电力行业支撑经济高质量发展。
与此同时，要认识到以电力现货市场为核心的电力市场体系建设，仍是一项复杂而艰巨的系统工程，需要长期持续的探索和努力。电力现货市场建设取得更显著成效，有赖于《基本规则》各项条款的落实落地。此外，《基本规则》设定3年有效期，可以想见，未来随着市场建设的深入推进，随着各方对市场模式、市场机制的共识的不断凝聚，《基本规则》也将迎来修订工作，这也是电力市场建设参与者对此项文件的殷殷期待。
(作者系华电集团市场营销部兰国芹)
