两部门印发《电力现货市场基本规则(试行)》

基本规则明确：

文件分别从“基本规则”印发原因、电力现货市场定义、市场成员类型、规则适用模式以及如何落实进行给出了有关要求，并从电力现货市场的建设目标、原则以及作用，分阶段对市场建设的重点任务进行了明确，对电力现货市场的模拟试运行、结算试运行以及正式运行提出了具体的启动条件以及基本的工作内容。

电力现货市场是指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。电力现货市场通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。

市场成员类型包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等）；市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。

建设主要目标：

形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，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。

建设主要任务：

（一）按照“统一市场、协同运行”的框架，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。

（二）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。

（三）做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推动现货市场与辅助服务市场联合出清。

（四）推动电力零售市场建设，畅通批发、零售市场价格传导。

（五）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。

（六）直接参与市场的电力用户、售电公司、代理购电用户等应平等参与现货交易，公平承担责任义务；推动代理购电用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，代理购电用户偏差电量按照现货价格结算，为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），由全体工商业用户分摊或分享。

（七）省间市场逐步引入其他经营主体，放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易；兼顾送受端利益，加强省间市场与省（区、市）/区域市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。

具体建设路径为：近期推进省间、省（区、市）/区域市场建设，以省间、省（区、市）/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省（区、市）/区域市场融合。

市场构成与价格：

市场构成：现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。各省(区、市)/区域可根据实际情况选择实际构成。可靠性机组组合是日前市场的重要环节。为满足系统运行安全需要，可靠性机组组合根据发电侧报价、可再生能源出力预测、省间送受电计划和系统负荷预测等，确定需要启停的机组。

价格机制：可根据电网结构和阻塞等情况,选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等机制。

 经营主体具有报价权和参与定价权。电网企业代理购电用户在现货市场中不申报价格。

发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构。

 直接参与交易的用户侧用电价格由电能量价格输配电价(含交叉补贴)、上网环节线损费用、系统运行费用(包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等)、政府性基金及附加等构成。代理购电用户用电价格按照政府有关规定执行。

输配电价(含交叉补贴)、综合线损率等以政府核定水平为准。政府性基金及附加遵循政府有关规定。

通过在市场出清中考虑线路/断面安全约束等方式进行阻塞管理。采用分区电价或节点电价所产生的阻塞费用，可按规则分配给经营主体。

市场限价：市场限价设定应考虑经济社会承受能力,有利于市场发现价格，激励投资，引导用户侧削峰填谷，提高电力保供能力，防范市场运行风险。

现货市场应设定报价限价和出清限价,报价限价不应超过出清限价范围。

市场限价应综合考虑边际机组成本、电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平等因素，经科学测算后按规则规定合理确定，并适时调整。

市场限价应与市场建设相适应，并加强不同交易品种市场限价的协同。

市场衔接机制：

中长期与现货市场衔接：现货市场运行地区,经营主体应通过自主协商或集中交易方式确定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。

现货市场运行地区,市场运营机构应不断优化中长期与现货市场运营衔接，开展中长期分时段带曲线交易，增加交易频次，缩短交易周期。

跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。

代理购电与现货市场衔接：电网企业应定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，并考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量，通过参与场内集中交易方式(不含撮合交易)代理购电，形成分时合同。

代理工商业用户购电的偏差电量应按照现货市场价格结算。

为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，由全体工商业用户分摊或分享。

辅助服务与现货市场衔接：现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清;具备条件时，调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。

现货市场运行期间,已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。

现货市场运行地区,辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担。

容量补偿机制与现货市场衔接：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。开展现货市场的地区，要做好市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。具备条件时，可探索建立容量市场。

市场结算：

市场结算管理：

电能量批发市场可以按以下两种方式结算:方式一: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；方式二: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。

现货市场可采用“日清月结”的结算模式，每日对已执行的成交结果进行清分计算，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。

结算时段是指市场进行结算的最小时段,每个结算时段以市场设计为准。每个结算时段的电费依据相关出清时段的出清结果计算确定。

电力市场结算不得设置不平衡资金池,每项结算项目均需独立记录，分类明确疏导。所有结算项目的分摊(返还)应根据“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”原则事先商定分摊(返还)方式，明确各方合理的权利与义务

国家发展改革委、国家能源局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《基本规则》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《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《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。

文章来源：国家发展改革委。