国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就《电力现货市场基本规则（试行）》答记者问近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《基本规则》）。《基本规则》对规范电力现货市场建设和运营作出了哪些部署？记者专访了国家发展改革委、国家能源局有关负责同志。

　　答：2015年，中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。2022年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，加快建设多层次统一电力市场体系。2022年，中央、国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》提出，建设全国统一的能源市场。目前，我国多层次统一电力市场体系已初具雏形：交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务；交易范围已覆盖省间、省内；经营主体扩大到虚拟电厂、独立储能等新型主体；交易机构实现相对独立规范运作，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现。

　　电力现货市场作为反映电力供需形势的“风向标”，试运行周期不断拉长，经营主体逐步多元，市场价格优化发用电行为的引导作用不断显现。山西、甘肃、山东、蒙西和广东等已进入不间断结算试运行。电力现货市场运行取得以下重要成效：一是有效提高资源配置效率，推动电力生产组织由传统计划模式向市场模式转变，现货市场出清结果直接运用于电网调度运行，促进市场运营与系统运行深度融合；二是有效提升电力供需紧张时段的安全保供能力，现货市场分时价格信号有效反映供需形势，通过现货市场短时高电价信号引导火电企业顶峰发电、电力用户减少用电需求；三是有效激励灵活调节资源参与系统调节助力新能源消纳，新能源大发时段，通过现货市场价格信号引导火电企业压降出力、电力用户提高用电需求，扩大新能源消纳空间。

　　总体来看，长周期结算试运行的现货试点地区开展了各具特色的实践探索，为后续市场建设积累了宝贵经验。为进一步巩固市场建设成果，深化市场建设共识，推动电力现货市场稳妥有序实现全覆盖，国家发展改革委和国家能源局制定了《基本规则》，对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续发展；为尚未开展电力现货市场运行的地区开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经验，降低试错成本。

　　一是指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。通过全面总结电力现货试点建设成功经验，进一步凝聚现货市场建设共识，指导各地因地制宜开展电力现货市场建设。以《基本规则》为指引，优化电力现货市场推进程序，规范电力现货市场规则编制，从市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算、交易技术标准等方面一体化设计规则体系。积极推动电力市场间衔接，加快构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。

　　二是提升电力安全保供能力，支撑国家能源安全。长期来看，市场化改革是保证能源安全的有效手段，电力现货市场建设作为市场化改革的核心举措之一，在保障电力供应安全方面具有重要作用，具体而言，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，依托分时价格信号动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，并通过短时尖峰价格信号有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷，显著提升电力保供能力，支撑经济社会高质量发展。

　　三是构建适合新能源发展的电力市场体系，助力新型电力系统建设。建立适应新能源特性的市场机制，发挥电力现货市场分时价格信号作用，鼓励火电机组提升运行灵活性，促进源网荷储协同互动，充分释放系统整体调节能力。有序推动新能源参与电力市场交易，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。

　　四是有效激发市场活力，探索新型主体参与电力市场的新模式、新机制。适应储能、虚拟电厂等新型主体发展需要，不断优化市场机制，独立储能、虚拟电厂等新型主体已可实现自主参与现货市场申报，并按照现货市场分时价格信号参与系统灵活调节。未来，随着市场机制的进一步建立健全，可通过现货市场的分时价格信号更好激励新型主体充分发挥灵活调节能力，引导用户灵活用电，有效提升电力系统稳定性和灵活性，实现源网荷储各环节灵活互动，为新型电力系统建设提供机制保障。

　　答：《基本规则》主要规范电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。适用于采用集中式市场模式的省（区、市）/区域现货市场，以及省（区、市）/区域现货市场与相关市场的衔接。

　　一是明确电力现货市场建设路径。《基本规则》明确近期重点推进省间、省（区、市）/区域市场建设，以“统一市场、协同运行”起步，加强中长期、现货、辅助服务交易衔接，畅通批发、零售市场价格传导，推动新能源、新型主体、各类用户平等参与电力交易。中远期现货市场建设要适应新型电力系统运行要求，实现源网荷储各环节灵活互动、高效衔接，形成平等竞争、自主选择的市场环境，逐步推动省间、省（区、市）/区域市场融合，推动全国统一电力市场体系全面建成。

　　二是规范电力现货市场机制设计。扩大市场准入范围，将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易；规范市场限价机制，明确价格限值的确定与修改原则；促进市场衔接，提出现货与中长期、辅助服务交易衔接的原则性要求；细化市场结算管理，明确结算流程及结算方式。

　　三是明确电力现货市场运营要求。明确电力现货市场要依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行，并从规则体系、信息披露、技术支持系统、人员培训、计量管理、市场干预等方面规范了各阶段工作内容及相关要求，保障电力现货市场建设工作平稳有序推进。

　　四是规范电力现货市场相关名词术语。通过名词解释，对部分电力现货市场相关的名词术语进行了统一规范，有效解决了专业术语中存在的一义多词或一词多义、含义不清的现象，例如对电能量批发市场有多种说法，现在统一明确为发电企业和电力批发用户或售电公司之间进行电力交易的市场，具体包括中长期电能量交易和现货电能量交易两种交易方式。

　　答：结合“双碳”目标和构建新型电力系统的新形势、新要求，《基本规则》主要进行了三方面制度性设计。

　　一是针对全国统一电力市场体系建设路径有待进一步明确、电力现货市场建设运营流程需要进一步规范等问题，在《基本规则》中明确了电力现货市场近期和远期重点任务，从市场规则发布、技术支持系统建设、经营主体培训与规则宣贯、市场运行情况分析、市场风险防控等方面，明确了电力现货市场模拟试运行、结算试运行和正式运行等不同阶段的启动条件和工作内容。

　　二是针对电力市场需要一体化推进，特别是加强电力现货交易与相关交易和机制的统筹衔接等问题，在《基本规则》中设置了市场衔接机制章节，对现货与中长期、辅助服务、代理购电、容量补偿的衔接提出了各方达成共识的原则性要求。例如，中长期交易要约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素，推动调频、备用辅助服务与现货市场联合出清，探索建立市场化容量补偿机制等。

　　三是针对市场运营风险防范，在《基本规则》中设置了风险防控章节，对市场风险分类提出了防控与处置机制，明确了国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门和市场运营机构在市场风险防控中的职责分工，提出了市场风险监测以事前、事中为主，市场风险处置以事中、事后为主的风险防控原则。

　　答：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。

　　同时，国家发展改革委、国家能源局将密切关注各地电力现货市场建设运营情况和《基本规则》落实情况，适时总结评估，根据新形势、新要求动态修订《基本规则》，不断健全电力现货市场相关政策体系，加强各类市场的协同和衔接，加快构建全国统一电力市场体系。