文 | 界面工业

继发布征求意见稿近十个月后，两部委正式对外发布了电力现货市场规则。

9月18日，国家发展改革委、国家能源局对外发布关于《电力现货市场基本规则（试行）》（下称《规则》）的通知。该规则自今年10月15日起施行，有效期截至2026年10月15日。

上述文件的下发，是为了规范电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。

按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。

电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。《规则》显示，电力现货市场建设的目标是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。

此外，将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。

《规则》给出了七条近期电力现货市场建设的主要任务。据界面新闻对比，此前下发的征求意见稿中，共有八条任务，删去的一条任务为“各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。”

但《规则》在市场衔接机制部分提出，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。

一位不愿具名的电力行业专家告诉界面新闻，目前尚不清楚删去上述“容量补偿机制”建设任务的原因，有可能是因为容量机制和现货（能量）市场是两个市场。

“从中长期看，建立容量补偿机制肯定是趋势。”他说。

容量补偿机制是对发电企业的装机容量或可用容量进行直接补偿以刺激发电投资的一种方法。这一机制能缓解煤电机组一定的经营压力，但也存在争议。

据《中国能源报》报道，当前国内仍缺乏基于容量市场的长期、短期需求预测的相关历史数据、理论积累和经验储备，容量补偿机制面临预测能力不足、信息公开程度有待提高、市场管控能力不足等问题。

《规则》最后确定的近期主要任务包括：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；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。

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；推动电力零售市场建设，畅通批发、零售市场价格传导。

此外，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等。

在中远期建设主要任务方面，《规则》提出了三点，包括通过市场时空价格信号实现源网荷储各环节灵活互动、高效衔接；推动制定统一的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等规则体系和技术标准；不断推动各类经营主体平等参与市场等。

在任务之外，《规则》还对电力现货市场建设中的市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、衔接机制、计量、结算和信用管理等方面进行了界定。

据界面新闻了解，《规则》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，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，统一现货市场运营等规则，将为推进建设全国统一电力市场打好基础。