为进一步巩固市场建设成果，深化市场建设共识，推动电力现货市场稳妥有序实现全覆盖，加快建设全国统一电力市场体系，助力我国能源结构清洁转型，根据《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）及相关配套文件、《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）等文件要求，国家发展改革委、国家能源局于近日联合印发了《电力现货市场基本规则》（以下称为《基本规则》），对建设全国统一的电力市场体系的方向和路径进行了阐述，明确了电力现货市场的主要功能区块和内容，在市场主体准入、市场结算、风险防控等方面提供了明确的指引，进一步促进各地区电力现货市场建设的协调发展，形成统一、有序的电力市场体系。

一、电力现货市场取得的成效

目前，我国多层次统一电力市场体系已初具雏形：交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务；交易范围已覆盖省间、省内；经营主体扩大到虚拟电厂、独立储能等新型主体；交易机构实现相对独立规范运作，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现。

电力现货市场作为反映电力供需形势的“风向标”，试运行周期不断拉长，经营主体逐步多元，市场价格优化发用电行为的引导作用不断显现。山西、甘肃、山东、蒙西和广东等已进入不间断结算试运行。电力现货市场运行取得以下重要成效：一是有效提高资源配置效率，推动电力生产组织由传统计划模式向市场模式转变，现货市场出清结果直接运用于电网调度运行，促进市场运营与系统运行深度融合；二是有效提升电力供需紧张时段的安全保供能力，现货市场分时价格信号有效反映供需形势，通过现货市场短时高电价信号引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求；三是有效激励灵活调节资源参与系统调节助力新能源消纳，新能源大发时段，通过现货市场价格信号引导火电企业压降出力、电力用户提高用电需求，扩大新能源消纳空间。

二、《基本规则》的亮点内容

根据现货市场省份多年来不断探索、总结出的宝贵经验，结合电力现货市场中存在的实际问题，经营主体、电网企业以及各专家学者在国家发改委、国家能源局的大力指导下，不断研究、探讨，《基本规则》对以下各方面进行了总结、规范：

一是制定了近期+中远期市场建设两步走战略。《基本规则》制订了市场建设两步走战略，在近期完成省/区市场建设并加强省间市场衔接，形成“中长期+现货+辅助服务”市场体系，不断扩大经营主体范围，研究分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型主体参与市场机制。在远期进一步完善市场建设，加强国家市场、省（区、市）/区域电力市场间的相互耦合、有序衔接，加快全国统一电力市场建设进程。

二是扩大电力现货市场主体范围，明确市场成员权利义务。《基本规则》明确了电力现货市场成员包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司、新型经营主体、电网企业、电力调度机构以及电力交易机构，并根据权责对等原则对市场成员权利义务进行了详细的规定，强化了市场参与者合法权益保护，各市场成员分工明确，各司其职，市场运行将会更加平稳、有序。

三是考虑各省不同的电力结构和产业特性，明确市场结构与价格机制。《基本规则》考虑到各省不同的电力结构和产业特性，提供了现货市场建设多个可选方案，包括现货市场可由日前市场、日内市场和实时市场的全部或部分构成，同时对各市场环节以及价格机制做了规定，价格机制可选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等，并没有强制要求，而是允许地方结合实际选择适合当地的市场模式。

四是强调了可靠性机组组合的重要性。可靠性机组组合是日前市场的重要环节。为满足系统运行安全需要，《基本规则》提出可靠性机组组合根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组，提前确定更加符合实际的机组开机方式，降低了因电力用户因自身用电估计不准带来的系统风险。

五是加强市场衔接机制，细化市场结算方式。《基本规则》对中长期、跨省跨区交易、代理购电、辅助服务、容量补偿机制与电力现货市场衔接方式进行了明确规定，进一步落实了129号文件要求，对于现货市场能够取代调峰市场作用的，不再设置调峰辅助服务，将打破调峰与现货市场并存局面。对结算环节进行了细致规定，分市场结构、分计算方式明晰的体现了不同主体的费用明细，实现了经营主体的经济责任与其物理发用电对系统影响的有机结合。

三、《基本规则》出台的意义

《基本规则》提出市场建设要遵循安全、绿色、经济、稳步、公开原则，通过市场建设发现电力在不同时间、空间的价格信号，提升调节能力保障新能源消纳，促进新型电力系统建设目标。《基本规则》的出台主要有以下三方面的意义：

一是对各个省级现货市场的建设提供原则性的指引，推动电力现货市场在全国范围内快速铺开。以《基本规则》为指引，优化电力现货市场推进程序，规范电力现货市场规则编制，让市场参与者更清晰地了解市场运作的原则和规则，增加市场的可预测性和稳定性。积极推动电力市场间衔接，为跨地区和跨省份的电力交易提供了更多便利，促进电力资源的充分利用和配置。可以预见，在《基本规则》印发后电力现货市场建设将迎来飞速发展，电力市场化改革也将迎来历史性的转折。

二是进一步明确建设全国统一电力市场体系的方向和路径，释放更加准确的价格信号引导电力行业高质量发展。以《基本规则》为指引，通过鼓励市场竞争，探索独立储能、虚拟电厂等新型主体参与电力市场的新模式、新机制，激发市场活力，推动电力市场的竞争性发展。未来，随着市场机制的进一步建立健全，可通过现货市场的分时价格信号更好激励新型主体充分发挥灵活调节能力，引导用户灵活用电，有效提升电力系统稳定性和灵活性，实现源网荷储各环节灵活互动。《基本规则》的印发将推动“中长期+现货+辅助服务”市场体系加快形成，推动市场中全电量参与价格形成，以市场化的方式形成更加真实的价格，更加真实地反映实际供需。

三是提升电力安全保供能力，支撑国家能源安全。长期来看，市场化改革是保证能源安全的有效手段，电力现货市场建设作为市场化改革的核心举措之一，在保障电力供应安全方面具有重要作用，具体而言，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，依托分时价格信号动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，并通过短时尖峰价格信号有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷，显著提升电力保供能力。《基本规则》的发布，促进了市场内所有电源与负荷全部参与市场出清，增加了电力现货市场运行的透明度，提高了市场的公平性，形成了“规则搭台、主体唱戏”的规范市场模式。

四、电力市场体系发展建议

一是进一步明确现货市场与辅助服务市场的衔接机制。《基本规则》中提到“做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动现货市场与辅助服务市场联合出清”。基于过往省份在现货市场上的经验教训，拥有能够正常运转的电能量市场，完全不需要调峰市场，也就不存在与辅助服务市场融合。同时《基本规则》中也提到“通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务市场品种”。如果调峰辅助服务本就没有必要存在，那就应该彻底废除，而不应该因为现在存在“调峰辅助服务市场”就一定要融合之后给出过渡期取消。因此需要在正视实际现货市场试点运行的基础上，有突破有创新的明确现货市场与辅助服务市场的衔接机制。

二是加快构建新能源参与现货市场的机制设计。《基本规则》中也提到“稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接”。新型电力系统建设的建设离不开市场，也离不开新能源，因此需要深入探索新能源参与市场的机制设计，以市场方式促进与现有消纳政策的衔接，推进不同品种电源同台竞争，支撑新能源稳妥有序进入电力市场。

三是推动电力市场规则体系和相关技术标准建设。一方面，指导已进入长周期结算试运行的地区依据《基本规则》进一步修改完善规则体系，同时稳妥有序扩大现货市场范围，引导其他地区参照《基本规则》开展电力现货市场规则体系编制和市场建设运营工作，加快完善市场关键机制设计，尽快启动现货市场试运行。另一方面，完善电力现货市场市场监管，在市场开放的同时，监管部门需要加强对市场交易和价格的监督，确保市场的公平性和透明度，企业需要提高交易能力和风险管理水平，更好地适应市场的变化。（作者为华北电力大学能源互联网研究中心曾鸣、王永利）