电力及公用事业行业电力现货市场基本规则(试行)点评：致知力行，踵事增华

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《基本规则》），是首次从国家层面对现货市场规则体系进行了统一指导，将进一步推动加快建设全国统一电力市场体系的建设。《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。自2017年第一批电力现货市场试点和2021年第二批电力现货市场试点以来，各试点制定了略有差异的现货市场方案和运营规则，积累了一系列现货市场机制与运营的经验，《基本规则》的发布为全国正式开始以统一规则运行省间、省/区域现货市场，推动竞争有序的全国电力现货市场体系建设提供了统一指导。 《基本规则》对我国电力现货市场交易中的许多事宜和关键问题进行了明确与规范，例如规范了电力现货市场的建设与运营、扩大了市场准入范围、首次明确了将负荷聚合商、储能、虚拟电厂等新型主体纳入市场交易主体等，将有助于进一步推动电力现货市场建设，《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。《基本规则》还明确了电力现货市场的建设路径；规范了电力现货市场的机制设计；明确了电力现货市场运营要求等，并首次正式明确了市场成员的新型经营主体，包括分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等，在稳妥有序推动新能源参与电力市场的同时，将推动这些新型经营主体参与电力市场交易，有利于新能源消纳、分布式电源、储能、虚拟电厂、负荷聚合商等市场参与主体的进一步发展 电力现货市场的发展与各个市场的衔接，体现了电力的时间和空间价值，反映了市场供需变化的电能量价格信号。此次《基本规则》中对很多主要内容未进行详细规定，这也给予了各地区在市场机制设计和优化时因地制宜的实践空间。对比2022年发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），《基本规则》删除了“加快辅助服务费用向用户侧合理疏导”、“探索建立市场化容量补偿机制”等表述，体现了短期内更聚焦电力现货市场建设的核心实践和推动力；同时，对很多主要内容并未进行详细规定，这也给予了各地区在市场机制设计和优化时因地制宜的实践空间，能够为我国电力现货市场建设积累更多的实践经验，不断地进行动态优化、改革与调整，为进一步推动加快建设全国统一电力市场体系的建设打下坚实基础。 风险提示：政策支持力度支持不及预期；经济下行导致用电需求不及预期；行业竞争加剧等。 2023年上半年，可再生能源装机规模实现新突破，非化石能源装机达到13.8亿千瓦； 全国新型储能装机规模持续快速增长，新型储能装机半年新增装机规模相当于此前历年装机规模总和，拉动直接投资超过300亿元人民币；市场化交易电量规模延续稳步增长态势，全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达61.5%，其中，省内交易电量21318亿千瓦时，跨省跨区交易电量5183亿千瓦时，“网对网”“点对网”等省间外送交易已达4557亿千瓦。 目前电力现货市场仍处于快速发展阶段。自2017年第一批电力现货市场试点（蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区）和2021年第二批电力现货市场试点（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等六省市）以来，经过五年建设，目前首批八个试点市场大部分已进入长周期结算试运行阶段，第二批六个电力现货试点市场已全部启动模拟试运行，青海、江西等非试点地区也开始推动现货市场建设。跨省跨区市场方面，省间电力现货市场已启动结算试运行，南方区域电力现货市场也启动试运行。各个试点和非试点分批次、分阶段的展开，制定了略有差异的现货市场方案和运营规则，积累了一系列现货市场机制与运营的经验。 2023年9月，基于多个电力现货试点地推出的省份/区域层面的现货电力市场规则，《基本规则》首次在国家层面公开明确了电力现货市场建设目标和主要任务，为全国正式开始以统一规则运行省间、省/区域现货市场，推动竞争有序的全国电力现货市场体系建设提供了国家层面的统一指引，促进了全国电力市场规则在准入注册、交易组织、信息披露、计量结算、监管措施等方面全面规范统一等。对比2022年发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），《基本规则》删除了“加快辅助服务费用向用户侧合理疏导”、“探索建立市场化容量补偿机制”等表述体现了短期内更聚焦电力现货市场建设的核心实践和推动力，明确了火电作为支撑性电源和调节性电源的市场地位，新能源等其他新型市场主体参与现货交易将有利于调动调峰积极性，提升电力系统调节能力。后续现货与中长期市场、辅助服务、代理购电、容量补偿的衔接有望陆续出台更多的细则。另一方面，《基本规则》对我国电力现货市场交易中的许多事宜和关键问题进行了明确与规范，特别是在扩大市场准入和市场交易规则方面，将有利于新能源消纳、新型经营主体（如分布式电源、储能、虚拟电厂、负荷聚合商）的进一步发展，例如： 在市场成员中，明确了新型经营主体含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等（第一章第二条）； 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；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易（第二章第二节第九条）； 其他部分表述变更参见图表1。 《基本规则》中对很多主要内容未进行详细规定，这也给予了各地区在市场机制设计和优化时因地制宜的实践空间。国外发展较为成熟的电力现货市场也存在区域性差异，随着运行的积累与结果，依然不断地在进行动态优化、改革与调整。我国电力现货市场的规则也将不断地体现在实践和经验中的积累，逐步优化与完善，为推进建设全国统一电力市场打下坚实基础。 整体来看，《基本规则》有助于加快推动我国多层次统一电力市场的建设与逐步完善，目前电力交易周期涵盖中长期交易、现货交易；交易品种拓展至辅助服务、容量电价；经营主体扩大到分布式发电、储能、虚拟电厂等新型市场参与主体，有望促进负荷聚合商（如光储充一体化运营商、售电公司等）、虚拟电厂运营商等新业态；同时，电力现货交易对发电侧、用电侧的交易能力、新能源功率预测能力提出了更高的要求，利好电力交易服务、功率预测等技术型服务商；另一方面，随着现货市场的推进，兼具出力灵活性及成本优势的电源也将充分受益，有望促进相关产业链上企业的利好。 图表1：《基本规则》与《征求意见稿》表述主要变更示例 风险提示 政策支持力度支持不及预期；经济下行导致用电需求不及预期；行业竞争加剧等。