2022年11月25日，國家能源局發布了《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》《電力現貨市場監管辦法（征求意見稿）》，面向社會公開征求意見。其中，《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》明確了集中式電力市場模式下的主要市場規則；《電力現貨市場監管辦法（征求意見稿）》則規定了監管機構對于各類市場成員的監管內容以及監管流程。這兩份文件的出臺意味著電力現貨市場從試點向全國推廣再進一步。

2017年，南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區被選為第一批電力現貨市場建設試點；2021年，上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等六省市成為第二批電力現貨試點市場。

經過五年建設，目前首批八個試點市場大部分已進入長周期結算試運行階段，第二批六個電力現貨試點市場已全部啟動模擬試運行，青海、江西等非試點地區也開始推動現貨市場建設�？缡】鐓^市場方面，省間電力現貨市場已啟動結算試運行，南方區域電力現貨市場也啟動試運行。

《電力現貨市場基本規則》《電力現貨市場監管辦法》頒布實施后，預計首批試點中將有部分地區率先進入電力現貨市場正式運行階段，第二批試點以及非試點地區的電力市場建設也將加速推進。

eo梳理了上述兩份文件的主要內容，供讀者參考。


文件適用范圍

本規則適用于采用集中式市場模式的省/區域現貨市場，以及省/區域現貨市場與相關電力市場的銜接。采用分散式市場模式的省/區域和省間電力現貨市場可探索制定相應市場規則。（第三條）

總體要求

建設路徑：近期推進省間、省/區域市場建設，以省間、省/區域市場“統一市場、協同運行”起步；逐步推動省間、省/區域市場融合。（第六條）

近期建設任務：

1. 按照“統一市場、協同運行”的框架，構建省間、省/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場。

2. 加強中長期市場與現貨市場的銜接。

3. 加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動與輔助服務聯合出清，加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。

4. 穩妥有序推動新能源參與電力市場，并與現有新能源保障性政策做好銜接。

5. 推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。

6. 直接參與市場的用戶、售電公司、代理購電用戶應參與現貨市場結算。

7. 各地按照國家要求，結合電力市場發展情況和實際需要，探索建立市場化容量補償機制。

8. 省間市場逐步引入其他市場主體，放開各類發電企業、用戶、售電公司等參與交易。（第七條）

市場運行要求：

電力現貨市場應先開展模擬試運行、結算試運行，符合條件后進入正式運行。（第九條）

文件第十到第十二條明確了電力現貨市場模擬試運行的啟動條件和工作內容，電力現貨市場結算試運行的啟動條件和工作內容、電力現貨市場正式運行的啟動條件和工作內容。

其中，電力市場啟動正式運行的條件是：

1. 現貨市場規則體系健全并按有關程序批準印發；

2. 市場運營系統的風險防控體系已建立；

3. 信息披露、信用管理等制度已建立；

4. 電力市場技術支持系統通過第三方校驗，滿足安全和正確性要求，校核報告向市場主體公開；

5. 市場運營機構具備符合條件的人員、場所；

6. 市場運營機構與電網企業、發電企業、售電公司等市場成員的業務銜接實現制度化、程序化；

7. 市場主體能夠熟練掌握市場規則；

8. 履行報批程序。（第十二條）

市場成員

市場成員：

電力市場主體包括各類型發電企業、電力用戶（含電網企業代理購電用戶）、售電企業和儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等其他市場主體，市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。

售電公司的權利義務：

1. 自主選擇各級電力交易機構進行跨區跨省購電和省內購電，多個售電公司可以在同一配電區域內售電，同一售電公司可在多個配電區域內售電。

2. 獲得電網企業（含增量配網）的電費結算服務。

3. 依法依規履行清潔能源消納責任。

4. 具有配電網運營權的售電企業負責提供相應配電服務，按用戶委托提供代理購電服務。（第十六條）

市場構成與價格

市場構成：

價格機制：

可根據電網結構和阻塞等情況，選擇節點邊際電價、分區邊際電價和系統邊際電價等機制。具體來講：

1. 對于電網阻塞程度較為嚴重、輸電能力受限的地區，宜采用節點邊際電價機制。

2. 對于存在明顯阻塞斷面的地區，宜采用分區邊際電價機制。

3. 現貨市場出清時，以市場內統一邊際價格作為系統電價的，可不區分節點或價區。（第三十條）

報價權限：

在沒有特殊規定的情況下，市場主體具有報價權和參與定價權。代理購電用戶在現貨市場中不申報價格。

市場限價：

1. 現貨電能量和輔助服務交易均應設定市場限價。

2. 除正常交易的市場限價之外，電能量市場可設置二級價格限值，當市場價格處于價格限值的連續時間超過一定小時數執行，用于穩定市場價格。（第三十八條）

關于限價的具體操作要求包括：

1. 未建立容量成本回收機制的地區，原則上市場限價應考慮機組固定成本回收；

2. 輔助服務價格上限應激勵市場主體提供調節能力；

3. 原則上隨著交易接近交割時間，市場價格上限應依次非遞減。（第四十條）

市場銜接機制

中長期與現貨市場銜接：

現貨市場運行地區應約定中長期交易合同曲線或曲線形成方式，曲線或曲線形成方式由市場主體自主協商（含自愿選擇典型曲線）或通過集中交易方式確定。（第六十條）

跨省跨區交易結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源，分別參與送、受端省/區域內市場出清。（第六十三條）

輔助服務市場與現貨市場銜接：

容量補償機制與現貨市場銜接：

各地要按照國家總體部署，結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全。（第七十四條）

電力市場結算

批發市場結算：

方式一：現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與現貨市場價格差價結算。

方式二：中長期合同電量按中長期合同價格結算，實際電量與中長期合同電量的偏差按現貨市場價格結算，并按所在節點/分區現貨價格與中長期結算參考點現貨價格的差值進行結算。（第九十三條）

不平衡資金：

電力市場結算不得設置不平衡資金池，每項結算項目均需獨立記錄，分類明確疏導，輔助服務費用、成本補償、阻塞盈余等科目作為綜合電價詳細列支。（第九十六條）

結算權限：

電網企業負責根據電力交易機構提供的結算依據，按自然月周期向市場主體出具結算賬單，并按照規定向市場主體收付款。（第九十八條）

擁有配電網運營權的售電公司根據政府主管部門規定開展電費結算。具備配電網運營權但無電費結算權的售電公司，由電網公司進行電費結算。（第九十九條）

市場監督管理

信用管理：

電力交易機構負責協助政府相關部門對信用管理對象進行信用等級評價、風險分級管理、履約保函及保險管理等工作。（第一百二十條）

信息披露：

電力交易機構總體負責電力現貨市場信息披露的實施，應當設立信息披露平臺。（第一百三十一條）

按照信息公開范圍，電力現貨信息分為公眾信息、公開信息、私有信息和依申請披露信息四類。（第一百三十二條）

市場干預：

市場干預分為政府干預和運營機構干預。政府干預市場措施包括臨時中止市場運行、中止部分或全部規則的執行、管制市場定價等。運營機構干預市場措施包括取消市場出清結果、實施發用電計劃管理等。（第一百四十九條）

爭議處理：

市場主體之間、市場主體與市場運營機構之間、市場主體與電網企業之間因參與電力現貨市場發生爭議的，可向市場管理委員會、政府有關部門或能源監管機構申請調解；調解不成的可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。（第一百五十九條）

交易規則編制

規則制定：

各地應按照中央文件關于電力市場建設的職責分工要求，結合各地能源轉型需要和市場建設進程，及時制修訂各地電力現貨市場運營規則及其配套實施細則，并公開發布。（第一百六十六條）

其中：電力現貨市場運營規則的關鍵條款包括但不限于：總則、總體要求、市場成員、市場構成與價格、現貨市場運營、市場銜接機制、計量、市場結算、信用管理、信息披露、風險防控、市場監管、市場干預、爭議處理、技術支持系統、規則制定。

電力現貨市場運營規則的主要參數包括但不限于：申報價格上下限、出清價格上下限、懲罰因子、網損因子。電力現貨市場出清環節關鍵參數的設置和修改應按程序開展，一經批準生效，不得隨意更改。（第一百六十八條）

《電力現貨市場監管辦法（征求意見稿）》要點

監管主體

國家能源局及其派出機構（以下簡稱“能源監管機構”）開展電力現貨市場相關監管，適用本辦法。國務院有關部門依照法律、行政法規和國務院有關規定開展電力現貨市場相關監管。省級人民政府及其相關政府部門根據職能依法履行電力現貨市場監管職責。

對市場運營機構的監管

1. 能源監管機構對市場運營機構持續滿足基本運營能力情況實施監管。

2. 能源監管機構對電力現貨市場運營機構開展市場交易和調度運行業務合規性實施監管。

3. 能源監管機構對電力現貨市場運營機構開展現貨市場運營監控情況實施監管。

對發電企業的監管

1. 是否落實市場交易合規管理和風險防范有關要求；

2. 是否嚴格遵守電力調度管理規定，服從統一調度，及時、如實向電力調度機構報送規定內容；

3. 儲能等納入電力調度機構調度管轄范圍的市場主體，參照執行上述監管要求。

對售電公司的監管

1. 是否嚴格遵守市場注冊管理制度，確保注冊信息的真實準確性；

2. 是否落實市場交易合規管理和風險防范的有關要求；

3. 是否持續滿足參與電力現貨市場技術條件。

對電網企業的監管

1. 是否按規定規范電網拓撲信息知情范圍以及相關信息的獲取、傳遞和使用；

2. 是否嚴格按照國家核定的輸配電價標準和有關規定收取輸配電費；

3. 負責代收代付電費的，是否按照電力交易機構提供的交易結算依據進行電費結算，按照電力現貨市場規則和有關規定及時足額結算市場費用；

4. 負責代理購電的，是否按照國家和所在地區有關規定和市場交易規則參與電力現貨市場交易，不得隨意更改跨省跨區交易報量報價信息影響省內市場價格；

5. 參與競爭性發電、售電業務的（包括但不限于全資、控股或參股），應當與其輸配電、代理購電等非競爭性務保持獨立運營。

對地方政府相關部門的監督指導

1. 發布電力現貨市場相關文件的合法合規情況；

2. 妨礙公平競爭的情況，包括但不限于設置不合理或者歧視性的準入和退出條件，違法給予特定市場主體優惠政策等情況；

3. 違規干預市場交易的情況，包括但不限于組織電力專場交易，指定交易對象、交易范圍、成交電量，違規挪用平衡賬戶資金，干預交易結果，對市場交易電價在規定范圍內的浮動進行不合理行政干預等情況。

禁止操縱市場

市場主體不得濫用市場力、市場串謀等不正當手段制造市場供需緊張或寬松的行情，操縱或影響市場交易價格，謀取不當利益。具體形式包括：利用市場份額和優勢地位，實現物理持留、經濟持留；合謀、串謀；散布謠言、傳播虛假信息、延遲披露信息；無故申請機組設備檢修或延長檢修期限，故意限制自身發電能力；以遠高于市場同類型機組邊際成本進行市場申報；同一集團內的不同發電企業，或不同的發電、售電企業協同操縱市場價格；以抬高或壓低某日或某個時段的交易價格為目的，連續買入或賣出合同；在跨省跨區交易中隨意更改報量報價信息，影響省內市場價格。

作者：陳儀方 韓曉彤 來源：南方能源觀察 責任編輯：jianping