一、重点内容解读
2017年，我国启动第一批8个省市电力现货市场试点以来，已走过了整5年的时光，不可否认取得了一定的成绩和经验，但在各省取得的成效差距较大，也很难说满足大家的预期。但推进现货市场建设，建立对电力商品的实时定价机制，是电力市场建设的核心。2021年，我国启动第二批6个省现货试点。2022年，国家发改委、能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，对第一批、第二批试点以及省间现货市场试运行提出时间要求，也要求其他地区尽快开展现货市场建设工作。
此次能源局发布的规则征求意见稿，是对前期现货市场试点经验的总结，目的在于确立各省、区域电力现货市场运行的基本规则框架，为在全国范围推进现货市场试点做好准备。
1.现货市场建设任务
构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场，推动省/区域市场逐步融合，扩大省/区域市场范围，向全国统一电力市场体系过渡。加强中长期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，推动与辅助服务联合出清。稳妥有序推动新能源参与电力市场。推动储能、分布式发电、负荷聚合商等新兴市场主体参与交易。推动代理购电用户、居民和农业用户的偏差电量按照现货价格结算。探索建立市场化容量补偿机制。在省间市场逐步放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。
2.现货市场运行要求和构成
电力现货市场建设需循序渐进，应先开展模拟试运行、结算试运行，符合条件后进入正式运行。
现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。各地可根据实际情况选择实际构成。集中式现货市场中，日前市场根据市场主体日前交易申报，在考虑电网运行和物理约束的前提下，进行日前市场集中优化出清，形成日前出清结果。日内市场指市场运营机构在运行日，根据系统运行情况和最新预测信息，滚动优化快速启停机组的启停计划，以满足系统平衡要求。实时市场中，满足超短期负荷预测和备用需求，进行实时市场出清，形成实时市场出清结果。
3.价格机制
现货市场交易采用边际电价出清，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。市场主体具有报价权和参与定价权，但代理购电用户在现货市场中不申报价格（价格接受者），因各种原因必须维持特定出力或其他特殊原因的机组不能参与定价。发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构成；用户侧用电价格由电能量价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。现货电能量和辅助服务交易均应设定市场限价，原则上随着交易接近交割时间，市场价格上限应依次非递减。
4.衔接机制
中长期与现货市场的衔接。现货市场运行地区应约定中长期交易合同的分时电量、分时价格等（即交易曲线），并根据需要确定结算参考点，曲线或曲线形成方式由市场主体自主协商或通过集中交易方式确定。提高中长期交易效率，增加交易频次、缩短交易周期。
代理购电与现货市场的衔接。根据各省实际条件，电网企业代理购电用户 与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务。代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电，形成分时合同。为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。
辅助服务市场与现货市场的衔接。通过现货市场满足系统调峰需求的，不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务市场品种。具备条件时，电能量市场与调频辅助服务市场、备用辅助服务市场联合出清。
5.市场结算
电能量批发市场可以按两种方式结算：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现货市场价格差价结算。方式二，中长期合同电量按中长期合同价格结算，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算，并按所在节点/分区现货价格与中长期结算参考点现货价格的差值进行结算。
现货市场可采用“日清月结”的结算模式。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，辅助服务费用、成本补偿、阻塞盈余等科目作为综合电价详细列支。电网企业负责根据电力交易机构提供的结算依据，按自然月周期向市场主体出具结算账单，并按照规定向市场主体收付款。
二、关于几个问题的理解
电力市场建设的难点，在于电力商品具有发用电实时平衡的特性，从而使电力具有很强的时空分布特点，完全实现市场化后，同一分区（节点）、同一时段的电力电量才能算是同一商品。所以电力市场设计的问题，本质上是如何通过不同交易时序、交易品种的衔接，有助于发用电瞬间的平衡，并能通过实际发用电执行结果对各类合同执行情况进行回溯并结算。个人对大家关心的现货市场相关问题理解如下：
（一）电力现货市场进行边际定价的重要性
所谓“无现货、不市场”，现货市场通过边际电价出清，准确发现不同时段、不同节点电力供需的稀缺性，反映的是边际电价而非平均电价。因为在电能量市场中，考虑最终结算价格，大部分（可能高达80%以上）的电量通过中长期合同锁定了电价，真正按照现货价格交割的电量并不多。但边际电价是最重要的价格信号，因为反映的是增量发用电平衡的成本，从而对发用电侧形成指导作用，高峰时段激励电源多发电同时促进负荷错避峰，反之促进电源少发电和刺激负荷多用电。同时，现货市场发现的电价分时规律（如山东中午时段的电价低谷）将向中长期以及终端用户传导，使中长期价格曲线以及代理售电的分时电价向现货市场趋同，如果中长期交易频率以及代理售电更新频率越高，与现货市场价格分布越接近。以上原因使现货市场价格成为最核心的价格信号。
（二）如何理解中长期+现货市场的电力平衡机制
中长期（年度、月度、月内）+现货市场（日前、日内、实时）的多层次的交易结构设计，带来了电力市场运行和理解的复杂性，但这是为了不断修正发用电预测偏差，并最终实现电力平衡的巧妙设计。
从年度、月度到月内（多日）等中长期交易，随着执行时间临近，通过连续交易、定期交易等滚动方式，在时间维度上对发用电主体之间供需进行迭代修正的过程，最终形成一个较小的偏差在现货市场上进行消除。经过日前、日内现货市场交易后，电量的最终偏差将在实时市场修正，而偏差成本也通过现货价格与中长期价格差额来体现，所以现货市场既是对电力平衡的收口，也是对偏差结果形成惩罚的机制。
图1 中长期+现货市场电力平衡示意图
如图1所示：如在每个现货市场交易时段T内，最终实际（发）用电量为QT，在集中式的现货市场中（日前全电量出清），其最终平衡是通过日前现货市场交易电量QD-s后，在执行日内再通过日内现货市场、实时现货市场进行交易获得QI&R-s实现的。尽管集中式现货市场中，中长期合同具有金融合约属性，但QD-s基础仍然可以分解成年度合约分解量（QA）、月内合约分解量（QM）、月内合约分解量（QIM）、日前现货市场增量（图片）的叠加，每个分解量的形成都是随时间临近对发用电合约进行修正的过程，而每个合约的有效执行是保证最终电力瞬间平衡的重要基础。为了使中长期交易与现货市场更有效衔接，减少现货市场平衡压力，“缩短交易周期，提高交易频次”是非常必要的。
（三）如何理解中长期的金融合同属性：作用及风险分析
1.金融合约能锁定电价
在集中式现货市场中，由于采用了日前现货市场全电量出清的方式，中长期成交电量不需要物理执行，但产生的电量偏差根据现货市场价格执行。中长期合约是一种金融合约，采用差价结算，具有锁定价格、对冲风险的作用。
假定图1表示了一个发电厂的出力曲线，假定价格形成都是同一节点（不考虑结算参考点的影响）。那么在T时段，QD-s对应的电量收入计算如下：
（四）现货市场对新能源、储能的影响
1.新能源参与现货市场的挑战
由于新能源功率预测难、调节能力差，没有其他消纳机制配套的情况下，很难适应当前电力市场规则。同时新能源几乎零边际成本的特性，带来新能源间的激烈竞争，在新能源大发阶段导致“价格踩踏”，带来巨大的收益风险。当前在山东以及西部省份，新能源部分电量已参与了电力市场交易，但其交易电价普遍大幅低于煤电标杆上网电价，所以运营商一般视市场化交易为“洪水猛兽”。如何让中长期+现货市场机制与新能源特性进行一定程度匹配，不损害新能源投资的积极性，也是电力市场设计的重大难题。
尽管《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》中提出：通过市场手段充分体现新能源的环境价值。提出在“保障新能源合理收益”的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场，从而锁定价格水平。但根据以上分析，由于现货市场价格会向中长期侧的传导，以及差价合同也面临偏差风险，仍无法从根本上解决新能源参与电力市场交易的问题。同时，当前绿电市场限于中长期交易，在与其他交易品种在定价、出清以及执行衔接方面存在一定矛盾，加上全国性的环境市场仍远未健全，绿电市场对于体现新能源的环境效益效果仍难体现。
实现新能源参与电能量交易，需与其他新能源的保障性消纳机制相衔接。使市场化成为新能源的长效发展机制，仍有很长的道路要走。
2.对储能的影响
至于现货市场对于新型储能能否形成成熟商业模式，也存在不确定因素。一是现货市场下的平均峰谷电价差不一定上升；二是现货市场中峰谷电价发生时段和时长很难及时判断，对新型储能形成收益风险；三是现货市场电价曲线下，储能很多时候只能做到“一充一放”，降低了利用频次。如果储能不能快速降低成本，上述原因将导致新型储能也难在现货市场获利。
