深度 | 从现货基本规则到指引：中国电力市场建设的演进与深化

如果说在《基本规则》时期电力现货市场建设的主要矛盾是“有没有”的问题，那么在当前现货市场在各省/区域即将全面结算运行的新形势下，我们更需以《指引》作为新的起点，进一步统一认识，规范电力市场设计，持续深化电力体制改革，有效推动能源电力产业的高质量发展及全国统一电力市场体系建设。

《指引》体现了对电力市场发展规律

及理念的深化认识

从《基本规则》到《指引》的演进，不仅体现了内容上的扩展与机制上的创新，更反映了对电力市场建设规律认识的深化与发展理念的变革。

从出台背景看，两份文件分别响应了不同发展阶段的需求。《基本规则》制定时，中国电力现货市场处于起步探索阶段，仅有山西、甘肃、山东、蒙西和广东等地区进入不间断结算试运行。其时迫切需要解决的是市场“有没有”的问题，即建立基础性的市场规则体系。而到《指引》发布时，多省/区域电力现货市场转正式运行或实现连续结算试运行，预计本年底前现货市场基本实现全覆盖，全国统一电力市场基础规则体系已经建立，此时面临的是如何进一步规范各省/区域以及省/区域市场与跨省跨区市场衔接等机制，进一步做好电力市场设计的问题。

从内容体系看，《基本规则》主要规范电力现货市场的建设与运营，构建了相对完整的市场制度框架。而《指引》则采用九条指引形式，分为一体化设计竞争有序、高效协同电力市场机制和电力市场规范运营的机制要求两部分，在《基本规则》基础上，进一步细化丰富了市场机制设计，特别是在新能源参与市场、辅助服务、容量补偿等方面提出了更为前瞻的制度安排。

从目标定位看，《基本规则》强调“稳妥有序”推进市场建设，主要目标是构建电能量交易市场体系，促进中长期、现货、辅助服务交易衔接，畅通批发、零售市场价格传导；而《指引》则着眼于“创新突破”，聚焦新能源全面入市后的市场机制适配、系统调节能力提升等核心问题。

从市场认识看，《指引》在现货市场相关核心机制上的明确，更有利于统一当前思想。在现货交易机制方面，以发用电两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算（用户侧报量报价），探索按节点/分区电价申报及结算，更能适应日前财务市场、更能适应发用主体交易意愿。明确加快完善可靠性机组组合环节，在《基本规则》基础上进一步厘清了可靠性机组组合和日前市场的关系。在中长期交易机制方面，要求通过连续开市等方式实现中长期价格和现货价格的充分耦合，通过市场的成熟发展进一步践行供需定价的逻辑，逐步推动消除制度原因导致的“无风险套利”空间。从辅助服务市场体系建设看，推动调频市场与电能量市场联合出清，在《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）和《电力辅助服务市场基本规则》的基础上，更加明确基于电力现货市场建设辅助服务市场的思路。可靠容量补偿机制层面，要求建立容量评估机制，客观反映机组的顶峰贡献，可基于顶峰可靠容量予以补偿。零售市场层面，要求进一步规范透明，避免出现信息不对等造成对用户的利益损害。电力市场规范运营方面，要求明确相关监测监管标准，规范进行干预，持续提升市场运营能力，强化电力市场秩序监管及组织保障。

《指引》的相关亮点

《指引》在《基本规则》基础上，进行了多方面的内容深化与机制创新，主要体现在市场机制设计、主体参与范围和风险防控机制等方面。

《指引》进一步明确了以系统思维围绕电力现货市场进行一体化市场设计

以现货市场发现的价格信号作为机会成本等基础，才能更好推动辅助服务、市场补偿机制等关联机制设计。《指引》在《基本规则》基础上，进一步强调了“一体化设计”的思路，明确提出一体化设计竞争有序、高效协同电力市场机制，明确推动调频、备用等与现货电能量市场联合出清，并对中长期、现货、辅助服务、容量等交易品种进行一体化设计，这也与《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）中电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营的思想一致。《指引》基于现货价格信号，鼓励新能源装机占比较高的地区探索建立爬坡等辅助服务市场。这种系统思维解决了以往各类交易品种功能定位不清晰、价格机制间不衔接、发电成本回收方式不明确的问题，有助于真实体现电力商品的电能量、灵活调节和顶峰容量价值。无论是电能量、辅助服务还是容量机制设计，都更加体现市场供需定价及基于贡献分配收益的基本逻辑。

《指引》进一步明确了各类经营主体同台竞争的理念，坚持技术中立原则，鼓励新型主体公平参与电能量市场及辅助服务市场。这种多元协同的价值取向符合新型电力系统的基本特征和发展需求，体现了对能源转型背景下电力市场功能定位的深刻认识。体现了只有围绕现货市场，更好践行供需定价的逻辑，从而e为新型主体提供更好的发展环境，以更好发挥电力市场在促进电力资源优化配置、保障电力安全供应及支撑新型电力系统建设等方面的作用。

《指引》体现了市场规则设计中规避“无风险套利”，鼓励经营主体合规竞争的思想

在前期的市场建设中，存在市场时序或限价机制等不衔接、市场机制设计不合理等现象。同时，现货市场运行初期，无论是政府主管部门还是运营机构或经营主体均对市场认识不够深刻，市场价格预测等水平不够成熟。市场中存在着很多规则设计层面导致的无风险套利空间。

《指引》明确加快完善可靠性机组组合环节，这就可以消除前期部分试点日前市场和可靠性机组组合未分离，用户侧的日前购买需求不参与日前市场出清（不影响日前市场价格）但参与日前结算，带来的无风险套利可能。《指引》提出优化中长期交易组织方式，加快推动中长期交易分时段组织与D-2连续开市，完善煤电中长期交易限价，逐步实现月度、月内等较短时间尺度中长期交易限价范围与现货市场限价贴近。期望以更短周期、更高频次的中长期交易实现更好的价格发现，更好发挥中长期交易的避险机制功能，消除市场设计原因可能导致的“中长期-现货”价差无风险套利。《指引》明确建立规范透明的零售市场。期望有效避免由于零售用户的信息获取滞后等导致的批零价差过大等问题。

《指引》体现了推动主体充分参与市场竞争，以更好实现市场优化功能的改革方向

在市场主体参与方面，《指引》在《基本规则》基础上进一步扩大了参与范围，并细化了参与机制。《指引》明确推动发用两侧共同参与现货市场，鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体和用电侧主体报量报价参与现货市场竞争，支持“电源+储能”作为联合报价主体参与。这种主体范围的扩大和参与机制的细化，有助于激发用户侧参与市场意愿，激活用电侧调节潜力，支持具备灵活调节能力的主体参与辅助服务市场，持续提升新型电力系统调节能力。引入各类经营主体广泛参与市场是《指引》的核心思想之一，这也为我们逐步破除跨省跨区壁垒指明了方向。

《指引》明确了市场监管或风险防控中的规则意识和法治精神，为下一步相关机制完善指明了方向

在市场风险防控方面，《指引》在《基本规则》基础上进行了进一步完善与强化。《基本规则》已经关注到市场风险防控问题，要求建立市场风险防控制度体系；《指引》则进一步细化市场力监测与管控机制，提出结合各机组报价一致性、发售一体报价关联性、成本偏离程度、系统阻塞情况等内容，建立市场力监测与管控机制，合理设定监测指标的持续时长、触发频度、偏离程度等市场力管控触发阈值。此外，《指引》还规范了电力市场干预机制，明确市场干预与处置的启动条件、实施主体和处置流程，分级分类、依法依规开展电力市场干预。以上规定推动市场监管或风险防控逐步更加规范，有助于促进市场更加规范有序。

《指引》站在新的起点，为下一步电力现货市场的规范运行指明了方向，但我们仍应清醒地认识到，当前市场依然存在诸多亟需解决的难题。

《指引》落地落实可能面临的困难

经过多年探索与实践，我国电力现货市场运行已取得重要阶段性成效，资源配置效率有效提高，现货价格信号充分激励用户侧削峰填谷、发电侧高价顶峰低价深调，有效提升了电力供需紧张时段的安全保供能力，以上成效为《指引》的制定提供了实践基础。同时，随着电力市场建设的深入推进，市场运行面临一系列新挑战，比如高比例新能源接入带来的系统调节挑战，传统电源投资积极性下降带来的容量保障挑战，以及市场监测与管控等挑战。

然而以上技术层面的问题并不是市场建设当前面临最大风险。在《基本规则》印发的时期，无论是政府主管部门，还是运营机构和经营主体，共同的目标是将市场建起来，虽然中发九号文的建设目标包含方方面面，但是在历史时期，以中长期起步并逐步将各地现货市场推进连续结算试运行直至正式运行无疑是其中的核心与重点。当前在即将实现现货市场全覆盖的情况下，电力市场制度设计本身的问题及市场体制机制改革的深层次问题便暴露出来。当前涌现的众多分歧或争议更多涉及体制机制的深层次改革，较“推动现货全覆盖”更为艰难，这种争议和分歧甚至可能动摇之前的电力市场化共识基础。

比如，《指引》在《基本规则》基础上进一步提出研究建立可靠容量补偿机制，要求探索建立发电机组可靠容量评估机制，研究建立面向各类电源的容量补偿机制，并明确条件成熟时建立容量市场。然而目前我国既缺乏统一的可靠性评估标准，同时没有相应的可靠性评估方法，在容量市场中无法提出真正的电源需求，因此当前我们只能选择容量补偿机制，距离建立容量市场还有一定的距离。

再比如，《指引》推动新型主体全面参与电能量与辅助服务市场，同时明确要打破地方保护和省间壁垒，比《基本规则》“统一市场、协同运行”更进一步。实际上，作为全国统一电力市场体系建设的难点之一，跨省跨区交易壁垒的破解一直推动缓慢。这中间有思想层面认识上的分歧（比如对中长期合约本质以及和现货关系的认识），也存在与我国传统的规划体制之间不衔接的原因。

因此在当前的环境下，《指引》的出台无疑是一剂强心剂，为规范市场设计，坚持电力市场化的方向不动摇进一步凝聚了共识。

下一阶段我国电力市场建设相关建议

《指引》作为电力现货市场建设的新起点，对于我们进一步统一思想，抓住主要矛盾，深化对经济规律和电力系统运行原理的认识具有重大意义。我们当前应抓住主要矛盾，推动逐步完善相关机制。

一方面，持续推动电力体制机制改革，夯实《指引》可以落地落实的制度基础。

一是在现货即将全覆盖的现状下，推动当前的规划机制转为基于电力现货价格的经济规划。并在市场经济衔接上参考136号文的相关思想，区分存量和增量，确保改革的有序稳妥推进。二是加强省/区域与跨省跨区市场的交易时序衔接。省/区域市场和跨省跨区市场按照各自市场规则分别组织申报、交易、出清、结算，有序衔接。三是推动各市场定价机制及限价水平科学，结算科目统一。四是在煤电容量电价基础上，探索基于顶峰容量贡献容量评估及容量补偿机制，并且实现容量和电量在价格机制等层面的有效衔接。推动建立可靠性评估机制，待电力现货市场规则更成熟规范、市场价格发现更合理后，可于远期适时开展容量市场试点探索。

另一方面，抓住主要矛盾，重点破除影响跨省跨区壁垒的机制障碍，推动全国统一电力市场体系又快又好建成。

一是稳步放开部分跨省跨区优先计划，送受端经营主体广泛参与跨省跨区中长期及现货交易。提升省/区域间中长期及省间现货交易规模至一定比例以上直至高比例放开，对存量仍未放开的跨省跨区优先电量，可在场外对一定比例电量予以结算价格保障。试点财务性的省间中长期交易，远期省/区域及跨省跨区财务性中长期交易（经营主体可自主约定结算参考点）高度成熟。二是跨电网经营区电力交易、区域内省间互济交易等与省间现货、跨省跨区中长期交易有效融合。完善应急调度机制及配套结算机制，实现市场交易为主、应急调度补充的经济关系及系统运行的高效衔接。三是沿着各省/区域经营主体分别报价、分别交易，省间省内有序衔接的方向，跨省跨区市场送出电量在送端作为负荷、受入电量在受端作为电源承担相应经济责任。彻底厘清经济关系，完善网损的市场化采购机制，实现仅有计量/四舍五入等因素导致的微量不平衡资金。四是探索跨省跨区输配电价向两部制或容量制收费转变，解决省间输配因素对区域集中出清的影响，逐步广泛实现跨省跨区输配电价容量单一制收费。

《中共中央关于进一步全面深化改革 推进中国式现代化的决定》提出要冲破思想观念束缚，敢于突进深水区，敢于涉险滩，坚决破除各方面体制机制弊端，完善要素市场制度和规则，推动生产要素畅通流动、各类资源高效配置、市场潜力充分释放。在新时期，《指引》是凝聚共识，持续深化电力市场改革，推动电力现货市场进一步规范建设的重要思想指引。机制的规范统一也为全国统一电力市场体系建设提供了很好的基础，可更好破除跨省跨区壁垒、推动要素自由流动，我们应以《指引》作为新起点，推动完善相应配套机制，更好推动电力行业的高质量发展。