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，国家发展改革委、国家能源局于近日联合印发《电力现货市场基本规则(试行)》(以下简称《基本规则》)，对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续发展；为尚未开展电力现货市场运行的地区开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经验，降低试错成本。

《规则》一经发布，引起行业广泛关注。本文将深入解读这一政策，重点关注政策亮点和实施挑战。

首个电力现货市场基本规则出台

电力现货市场是反映电力供需形势的“风向标”。国家发展改革委、国家能源局有关负责人介绍，目前，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。

“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，国家发展改革委和国家能源局制定了《基本规则》，对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续发展；为尚未开展电力现货市场运行的地区开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经验，降低试错成本。”上述负责人说。

《基本规则》主要规范电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。适用于采用集中式市场模式的省(区、市)/区域现货市场，以及省(区、市)/区域现货市场与相关市场的衔接。比如，在电力现货市场建设路径方面，《基本规则》明确近期重点推进省间、省(区、市)/区域市场建设，以“统一市场、协同运行”起步，加强中长期、现货、辅助服务交易衔接，畅通批发、零售市场价格传导，推动新能源、新型主体、各类用户平等参与电力交易。在规范电力现货市场机制设计方面，扩大市场准入范围，将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易。

三大亮点引关注

亮点一：优化价格结算方式，全电量以现货市场价格结算

《规则》明确了“现货市场全电量以现货市场价格结算”，这是文件最大的亮点之一。

具体来说，《规则》第八十四条明确了电能量批发市场的两种结算方式:一是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；第二种则是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。

在我国电力市场建设过程中，对价格波动平抑效果较为显著的中长期交易率先开展，现货市场则启动较晚，也因此形成了目前“以中长期交易为主，现货交易为补充”的局势。如果在电力现货市场加速建设过程中，结算方式与现有局势相冲突，那就可能导致价格混乱、结算资金不平衡、市场不稳、改革受阻等问题。此次出台的《规则》在充分考虑现有交易习惯的前提下，设计两种结算方式，确保不同模式下均能实现全电量结算，为现货市场建设、电力体制改革的顺利开展提供了有利条件。

资深业内人士认为，《规则》对结算环节非常重视，“结算环节篇幅占据了整个规则的20%，是全文正文内容最为详细的内容，是市场运行章节篇幅的3倍，并且针对电费结算公式进行了优化，书写了详细且正确的计算公式，真正体现出电力商品的空间价值，在经济层面落实了电力现货市场‘全时空优化’目标。”

亮点二：探索市场化容量补偿机制，重塑不同业态收入模型

电力现货市场价格发现功能的意义在于让电力资源在更大范围内共享互济和优化配置。

随着新能源渗透率进一步提升，新能源将逐渐替代传统煤电成为主要的电量供应主体，而传统煤电在电力系统中的角色也将逐步向调频、备用、容量服务提供者转变。在这一转型过程中，煤电的盈利模式将随之转变：由主体电源转型为调节电源致其利用小时数下降，难以通过单一电量电价回收投资成本，须依托容量市场机制保障其成本回收。

专家指出，市场化容量补偿机制很重要，缺少容量补偿机制，火电盈利稳定性很难保证。

因此，在《规则》中“市场衔接机制”这一章的“容量补偿机制与现货市场衔接”一节，提到“各省（区、市）/区域要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。具备条件时，可探索建立容量市场。”

亮点三：市场经营主体放宽，分布式发电、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易，推动“隔墙售电”。

《规则》放宽了市场经营主体的准入，将分布式发电、储能和虚拟电厂等新型主体纳入市场交易，即推动“隔墙售电”！

在分布式发电领域，电力现货市场破解了新能源分布式发电项目就近交易和消纳的问题，丰富了项目收益模式，这不仅有助于提高资源的利用效率，还促进了分布式能源的可持续发展。

在储能领域，电力现货市场可以使电价的峰谷差异更加显著，储能可以通过套利获得更多的收益。以前，峰谷电价是预先制定的，无法准确反映不同时间段的电力价值差异。但电力市场机制更加成熟后，电力价格由市场决定，峰谷价差可能更大。

另外，随着《基本规则》出台，电力市场逐步成熟建立，储能不仅能参与调频辅助服务获得还能补偿，还能参与现货市场出清获得收益，还能通过容量补偿获利。总之铺开电力市场以后，储能的收益来源大大扩充了，储能经济性改善确定性进一步增强。

在虚拟电厂领域，除了通过需求响应模式获得收益外，还可以通过电力现货交易模式获取额外收益。这种模式能够使虚拟电厂更主动地管理能源资源，根据市场需求和电价波动进行灵活调整，使得经济效益最大化。

《规则》的实施面临三大挑战

而无论现货交易或者其他形式交易，建设全国统一的电力市场关键在于政策落地。业内人士表示，《规则》内容具备亮点，但下一步具体到各地区的实际执行效果，还有待观察。具体难题包括：

一是省际协调难度大的问题。省内市场和省际市场的交易衔接一直是建设全国统一市场的难题。各省试点推动改革的同时，也增加了各省之间的差异性，进一步加大了协调难度。虽然《规则》内容齐备，但要真正推行，可能需要解决省际壁垒和各方博弈等问题。解决这些问题可能需要超越《规则》本身的努力。

二是送电端缺电和能源价格上涨可能阻碍现货市场建设。近两年，国内和国际都面临着能源价格上涨和局部供应不足的压力。电力现货市场建设过程中，难免面临价格波动、供需适应性阵痛等短期问题，在仍以“半市场，半计划”为主的运行机制下，遇到困难“计划压倒市场”的现象较为常见。此前就有声音担心政策执行的反复会导致发用电不平衡加剧、价格进一步扭曲等问题。

三是结算方式上的继续优化。比如纳入更多集中式市场之外的市场模式，以适应越来越多分布式新能源接入电网的趋势。

对此，国家发展改革委、国家能源局有关负责同志表示，将会同地方政府有关部门和国家能源局派出机构，因地制宜抓好《规则》的落实工作。一方面，指导已进入长周期结算试运行的地区依据《规则》进一步修改完善规则体系，在持续开展现货市场长周期结算试运行的基础上，在新能源和新型主体参与市场、加强批发市场与零售市场协同等方面开展创新探索。

另一方面，稳妥有序扩大现货市场范围，引导其他地区参照《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。各类问题或疑惑都将在政策落地过程中优化解决。

文章来源： 光伏能源圈，人民网，证券日报