【自2017年国家选取第一批8个现货试点地区，到如今广东、山东、山西、甘肃、蒙西进入长周期连续电力现货结算，已经是第7个年头，最早期，各省常常使用PJM模式、CASIO模式，半PJM模式等描述各自的电力现货规则。如今，随全国统一电力市场体系的定调，电力现货规则，和中长期交易一样，也有了国内标准。】

  9月15日，国家发改委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知（发改能源规【2023】1217号），以下简称《基本规则》，《基本规则》是对规范电力现货市场建设和运营做出总体部署的文件，包括十三章129条内容及名词解释附件（文末附原件），主要涵盖“明确电力现货市场建设路径”、“规范电力现货市场机制设计”、“明确电力现货市场运营要求”、“规范电力现货市场相关名词术语”四方面内容。

  《电力现货市场基本规则》首次征求意见是在2022年11月，而历经10个月的讨论和修改，《基本规则》终于在今年9月印发，标志着电力现货规则“国标”正式落地。

  在答记者问环节中，两部委肯定了2019年以来现货试点地区累计的实践经验，试点运行证明了电力现货市场的价值，并为尚未开展现货运行的地区提供可借鉴的经验，降低试错成本，上述，为加快建设“全国统一市场”这一新时代框架奠定了基础。

  “2015年，中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。2022年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，加快建设多层次统一电力市场体系。2022年，中央、国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》提出，建设全国统一的能源市场。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，市场行情报价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：一是有效提升资源配置效率，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层次地融合；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，通过现货市场行情报价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。整体看来，长周期结算试运行的现货试点地区开展了各具特色的实践探索，为后续市场建设积累了宝贵经验。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。

  就《基本规则》出台的四方面意义，两部委提出，首要意义当为按“基本共识+因地制宜”的原则，推动各地现货开展，各市场衔接，加快构建全国统一电力市场体系。

  一是指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。通过全面总结电力现货试点建设成功经验，进一步凝聚现货市场建设共识，指导各地因地制宜开展电力现货市场建设。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，从市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算、交易技术标准等方面一体化设计规则体系。积极推动电力市场间衔接，加快构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。二是提升电力安全保供能力，支撑国家能源安全。长久来看，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备极其重大作用，具体而言，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场行情报价机制，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，明显提升电力保供能力，支撑经济社会高水平质量的发展。三是构建适合新能源发展的电力市场体系，助力新型电力系统建设。建立适应新能源特性的市场机制，发挥电力现货市场分时价格信号作用，鼓励火电机组提升运行灵活性，促进源网荷储协同互动，充分释放系统整体调节能力。有序推动新能源参与电力市场交易，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。四是有效激发市场活力，探索新型主体参与电力市场的新模式、新机制。适应储能、虚拟电厂等新型主体发展需要，一直在优化市场机制，独立储能、虚拟电厂等新型主体已可实现自主参与现货市场申报，并按照现货市场分时价格信号参与系统灵活调节。未来，随市场机制的进一步建立完整，可通过现货市场的分时价格信号更好激励新型主体充分的发挥灵活调节能力，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，为新型电力系统建设提供机制保障。

  《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。

  目前，除了第一批现货试点地区山东、山西、广东、甘肃、蒙西已确定进入连续结算试运行，第二批上海、江苏、安徽、河南、湖北、辽宁均安排了年内调电和结算试运行时间，非第一第二批省份，如湖南、河北南网均已经在今年开展了调电试运行。

  由于目前大多数地区电力市场均以中长期为主，辅助服务是根据“两个细则”形成的独立市场，容量补偿机制也才起步萌芽形成，现有市场如何与现货市场衔接，是绝大多数市场主体的关注焦点。《基本规则》分别罗列了现货市场与中长期市场、代理购电市场、辅助服务市场、容量补偿机制的四种衔接机制。

  现货与辅助服务以及容量补偿机制的衔接内容，与去年意见稿前后区别不大，主题思想非常明确：具备条件时，辅助服务品种应与现货市场联合出清、辅助服务费用由发用两侧公平承担。从中远期规划看，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济；而容量补偿机制已经势在必行，要做好与现货市场的市场限价、市场结算等的衔接。

  与去年意见稿相较有所区别的，则体现在与中长期市场，以及代理购电市场的衔接。

  与中长期方面衔接方面，去年意见稿中，还出现了“市场主体自愿选择典型曲线”，在正式规则中，取消了上述描述。（见下方）

  在与跨省交易的衔接方面，正式规则明确买方成交结果参与省内出清结算，而不是参与多个市场结算。

  在与代理购电的衔接方面，明确偏差电量按现货价格结算，而不是偏差电费按国家相关规定执行。

  被问及下一步如何推动《基本规则》有效落实，两部委提出，已经开展现货长周期结算的地区，和尚未开展现货结算的地区各有侧重：

  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，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、加强批发商业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，引导别的地方参照《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。

  自2017年国家选取第一批8个现货试点地区，到如今广东、山东、山西、甘肃、蒙西进入长周期连续电力现货结算，已经是第7个年头，最早期，各省常常使用PJM模式、CASIO模式，半PJM模式等描述各自的电力现货规则。如今，随全国统一电力市场体系的定调，电力现货规则，和中长期交易一样，也有了国内标准。

  而电力现货市场基本规则从征求意见到正式印发，经过了10个月的时间。从修订的细节中能够准确的看出，“国标”的建立，根据近一年的市场实践又做出了相应调整，而从整体框架则能预见，全国各地电力现货模拟、调电、试结算的速度将进一步加快。

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