【财新网】为加快推进全国统一电力市场建设，强化电力市场基础制度规则统一，规范电力现货市场运营和管理，国家发展改革委10月19日发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》（下称《规则》），即日起至11月18日向社会公开征求意见。

此次《规则》是对2023年《电力现货市场基本规则（试行）》的修订，拟自2027年1月1日起施行，有效期5年，届时废止2023年的试行规则。（详见财新网报道《首份国家级电力现货市场基本规则落地》）2026年被称为“电力现货元年”，市场正以前所未有的速度推进电力市场化改革。所谓“电力市场化”，即让电力像普通商品一样，通过市场竞争来确定价格和交易数量，包括电力中长期交易与现货市场。

电力现货市场每15分钟出清一次，由实时供需决定实时价格，是电力市场价格发现的关键。（详见《财新周刊》2026年2月，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，作为国家级顶层设计文件，确定现货作为电力市场的定价枢纽。该文件明确了电力市场建设的时间表，即现货市场在2027年前基本实现正式运行；2030年基本建成全国统一电力市场体系。

截至目前，已有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江、河北南网、安徽、陕西、福建多地转入电力现货市场正式运行。2026年上半年，全国累计完成电力市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%，其中现货交易电量4280亿千瓦时。

此次《规则》修订重点涉及新型经营主体参与市场、新能源与储能协同交易、市场风险管理等方面，进一步转向服务全国统一电力市场建设。

《规则》纳入新型经营主体，并将其分为单一技术类和资源聚合类，前者包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；后者包括虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网和绿电直连等。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目，可视作智能微电网。

2023年试行规则已提出，不断推动各类经营主体平等参与市场，扩大新型经营主体参与交易范围，形成平等竞争、自主选择的市场环境。此次修订进一步明确新型经营主体的类型、权利义务和参与方式。

根据《规则》，新型经营主体可以按照市场规则参与现货交易，获得注册、交易、计量、结算、信息披露、以及公平的电网接入服务和输配电等服务。对于聚合类新型经营主体，还可获得签约用户合同期内的用电负荷等信息，并根据电力用户授权获得其历史用电信息。

与此同时，新型经营主体在义务上，须服从电力调度机构统一调度，提供承诺的有效容量和电力辅助服务，以及系统运行和电力现货市场出清所需的机组参数和相关运行信息，并满足参与电力现货市场相应的技术条件。

随着新能源占比的提升，电力系统对灵活调节能力的需求日趋强烈，需要更多依靠源网荷储协同，通过储能、可调负荷和虚拟电厂等方式，更迅捷及时地平衡供需两端。比如，电力用户不只是被动接受电价的消费者，也可以成为电力系统的灵活调节资源。明确新型经营主体市场地位，有助于推动分散的调节能力转化为可交易的市场资源。

（详见《财新周刊》在新能源参与市场方面，《规则》还提出，推动新型经营主体全面参与现货市场竞争，支持其响应实时市场价格信号；支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体，参与现货市场申报、出清、调用、结算和考核等环节。

新能源出力具有波动性和不确定性，光伏发电集中在白天，风电出力则受天气影响。随着新能源全面参与电力市场，发电量增加并不必然带来相应的市场收益，项目还需面对实时电价变化、预测偏差等。

配套储能能够在新能源出力较高、电价较低时充电，在电力需求较高、电价较高时放电。允许新能源与场站内储能联合报价，有助于将发电与调节能力纳入统一的市场申报和运行安排，提升新能源对价格信号的响应能力。

此外，用户侧，《规则》也明确，直接参与市场的电力用户、售电公司、电网企业代理购电用户等经营主体应平等参与电力现货市场，公平承担责任义务。加快推进发用两侧经营主体全面报量报价参与电力市场。在明确落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户侧经营主体参与省间电力现货市场。

目前，工商业用户原则上直接参与电力市场交易，暂未直接参与市场交易的工商业用户由电网企业代理购电；居民、农业用户不直接参与电力市场，其用电需求由电网企业预测并申报。《规则》第十九条明确，电网企业应分别预测并申报现货市场出清所需的居民、农业用户和代理购电用户的用电负荷曲线。

值得注意的是，《规则》明确，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；所有结算项目的分摊或返还，应事先确定相应方式，明确各方合理的权利与义务。

这一要求并非此次修订首次提出。2023年试行规则已明确，不得设置不平衡资金池，按照“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”原则，事先商定各项结算项目的分摊或返还方式。

电力现货市场结算涉及中长期合同、现货交易及其他结算项目。由于合同约定、实际发用电情况和市场出清结果可能存在差异，市场运行中会产生不同类型的结算差额和费用。若统一归集后再分摊，可能弱化费用产生原因与承担主体之间的对应关系，也增加市场主体理解和核查结算结果的难度。

在新能源全面入市、市场主体类型增加的背景下，这一要求也具有现实意义。发电企业、售电公司、储能和聚合类主体的交易方式及经营模式不同，结算规则需要尽可能反映各类交易行为产生的实际成本和收益。

市场价格机制方面，《规则》提出，电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，以反映电力的时间和空间价值。对于市场限价，《规则》要求各地综合考虑电力供需、经济发展水平等因素，科学合理设置申报限价和出清限价。具备条件的地区，应合理拉大现货市场限价范围。■