电力事业事关国计民生，我国电力至今已走过144年，发展与改革是不变的主题。发展层面，我国目前已成为全世界发电装机规模第一大国。改革层面，历经集资办电、政企分开、厂网分离等多项改革，市场化程度也已明显提高，但在全国统一市场、电力价格机制、资源配置效率、市场主体多元性等方面仍面临不少问题。

2015年3月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（业内称之为“9号文”），启动新一轮电力体制改革，建设全国统一电力市场体系是本轮改革的重中之重，而电力现货市场的建设又被视为全国统一市场的核心。2022年1月，国家发展改革委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（业内称之为“118 号文”），明确提出全国统一电力市场体系到2025年初步建成，到2030年基本建成的基本目标，此后电力市场改革、电力现货市场建设逐渐步入加速通道。当年11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，公开向社会征求意见，业内高度关注完成版政策何时出台。

近日，随着国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则》（以下简称《规则》），我国首个国家层面现货市场建设原则性文件终于落地。

《规则》提出七大近期任务，力促新能源上网消纳

从总体来看，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。

根据这一总体目标，《规则》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。对于行业高度关注的新能源参与电力市场交易的问题，《规则》明确，“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”，这对建立适应新能源特性的市场机制，促进新能源优先消纳无疑是一个重要利好。

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。

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。

优化价格结算方式是最大亮点之一

《规则》发布后，中国电力企业联合会会刊《中国电力企业管理》刊出系列专家文章进行解读，多位专家关注到了价格结算方式上的优化。国家能源集团经济技术研究院专家柴玮称，“明确了电力现货市场中全电量以现货市场价格结算的方式，可以说是本规则最大的亮点之一”。

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。

资深业内人士谷峰认为，《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。”

政策落地效果仍需进一步观察

《规则》落地引发行业热议，多数讨论都认为这一重磅政策对电力市场化改革进一步提速、深入具有重要意义，但“规则如何落地”“改革如何突破阻碍”等自“118 号文”、《规则》征求意见稿发布以来就广泛存在的疑虑也随之再次引发关注。

钛媒体app梳理了公开信息中的相关讨论，总结了目前关注度较高几个问题：

一是省间协调难度大的问题。省内市场和省间市场的交易衔接问题一直是建设全国统一市场的梗阻因素，各省试点推动改革的同时，却也因此加大了各省差异性，协调难度进一步增加。有业内人士表示，《规则》虽面面俱到，但想要真正推行，难免面临省间壁垒甚至各方博弈的问题，而要解决这些问题，恐怕“功夫还要下在《规则》之外”。

二是送端缺电、能源涨价仍可能对现货市场建设形成阻力。近两年，国内国际都面临能源涨价、局部供应趋紧的压力，而电力市场改革也呈现出“供给宽松时脚步快，供给紧缺时进度慢”的现象。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。

各类问题或疑惑还需在政策落地过程中解决，目前，我国近30个地区开展了电力现货市场试运行，已覆盖绝大部分市场，除上述问题外，各省也都出现过一些矛盾，如甘肃等地交易价格限制范围窄、山西存在二级限价等问题。《规则》落地后，下一步就是各地区结合自身实际制定执行方案，相关矛盾如何解决，改革进度能否追得上计划目标，还需进一步观察。