中国电力行业正在迎来革命性变革！
日前 ，国家发展改革委 、国家能源局发布关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》（下称《规则》）的通知。《规则》一经发布 ，引起行业广泛关注 。这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则 ，对深化电力体制改革 、推动电力市场化进程具有划时代意义 。本文将深入解读这一政策 ，重点关注政策亮点和实施挑战 。从总体来看 ，《规则》指出 ，我国电力现货市场建设的核心目标是形成能够反映市场供需变化的电力价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用 ，从而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 。从具体内容来看 ，《规则》包括十三章129条内容及名词解释附件 ，根据总体目标 ，分近期 、中远期分解了相关任务 。近期任务共七项，包括明确“构建省间 、省（区、市）/区域现货市场 ，建立健全日前 、日内、实时市场”基本架构，提出“加强中长期市场与现货市场的衔接 ，明确中长期分时交易曲线和交易价格”等要求。在中远期建设上 ，《规则》也提出了三项主要任务 ，着力强调电力市场机制要适应新型电力系统 ，能够进一步促进电力保供能力和各环节效率，并不断推动各类经营主体平等参与市场，扩大新型经营主体参与交易范围 ，形成平等竞争、自主选择的市场环境 。此外，《规则》还提到“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” ，这也将有力激励各类电源投资建设 ，提升电力保供 、调峰的能力和稳定性 ，对于时下热门赛道储能、虚拟电厂的盈利空间开拓 ，以及我国电力辅助服务市场的建设都将起到重要作用 。建设电力现货市场不仅是建设全国统一电力市场体系的重要基础，还是构建新型电力系统的关键一环 。为什么电力现货市场 ，对新能源体系至关重要 ？首先，电力现货市场是反映电力供需形势的“风向标” ，通过市场化机制 ，有助于更高效地分配各种电力资源 ，确保电力在不同地区和时间段得到合理利用 ，从而提高了资源配置的效率。其次，电力现货市场可以增强供需紧张时段的安全保供能力 ，市场通过价格信号激发电力生产者提供更多电力 ，以确保可靠供电 ，避免供应不足 。通过现货市场短时高电价信号引导火电企业顶峰发电、电力用户减少需求 。第三，电力现货市场可以有效激励灵活调节资源参与系统调节 ，助力新能源消纳 。新能源发电高峰时段 ，通过现货市场价格信号 ，引导火电企业降低发电量、电力用户提高用电需求 ，扩大新能源消纳容量，新能源发电低谷时段 ，则相反。中国电力现货市场基本规则的发布将逐步推动火电向基础性 、支撑性、调节性电源转型 ，激励分布式电源、储能等新型主体发展 ，引导用户由“按需用电”逐步向“按价用电”转变 ，提升电力系统稳定性和灵活性 ，因此 ，具有重要的时代意义 。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。 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 。
