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南方能源观察
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eo记者 陈仪方 韩晓彤
编辑 黄燕华
审核 冯洁
2022年11月25日，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见。其中，《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》明确了集中式电力市场模式下的主要市场规则；《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》则规定了监管机构对于各类市场成员的监管内容以及监管流程。这两份文件的出台意味着电力现货市场从试点向全国推广再进一步。
2017年，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区被选为第一批电力现货市场建设试点；2021年，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等六省市成为第二批电力现货试点市场。
经过五年建设，目前首批八个试点市场大部分已进入长周期结算试运行阶段，第二批六个电力现货试点市场已全部启动模拟试运行，青海、江西等非试点地区也开始推动现货市场建设。跨省跨区市场方面，省间电力现货市场已启动结算试运行，南方区域电力现货市场也启动试运行。
《电力现货市场基本规则》《电力现货市场监管办法》颁布实施后，预计首批试点中将有部分地区率先进入电力现货市场正式运行阶段，第二批试点以及非试点地区的电力市场建设也将加速推进。
eo梳理了上述两份文件的主要内容，供读者参考。
《电力现货市场基本规则
（征求意见稿）》要点
文件适用范围
本规则适用于采用集中式市场模式的省/区域现货市场，以及省/区域现货市场与相关电力市场的衔接。采用分散式市场模式的省/区域和省间电力现货市场可探索制定相应市场规则。（第三条）
总体要求
建设路径：近期推进省间、省/区域市场建设，以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省/区域市场融合。（第六条）
近期建设任务：
1. 按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。
2. 加强中长期市场与现货市场的衔接。
3. 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，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。
4. 稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接。
5. 推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。
6. 直接参与市场的用户、售电公司、代理购电用户应参与现货市场结算。
7. 各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。
8. 省间市场逐步引入其他市场主体，放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。（第七条）
市场运行要求：
电力现货市场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。（第九条）
文件第十到第十二条明确了电力现货市场模拟试运行的启动条件和工作内容，电力现货市场结算试运行的启动条件和工作内容、电力现货市场正式运行的启动条件和工作内容。
其中，电力市场启动正式运行的条件是：
1. 现货市场规则体系健全并按有关程序批准印发；
2. 市场运营系统的风险防控体系已建立；
3. 信息披露、信用管理等制度已建立；
4. 电力市场技术支持系统通过第三方校验，满足安全和正确性要求，校核报告向市场主体公开；
5. 市场运营机构具备符合条件的人员、场所；
6. 市场运营机构与电网企业、发电企业、售电公司等市场成员的业务衔接实现制度化、程序化；
7. 市场主体能够熟练掌握市场规则；
8. 履行报批程序。（第十二条）
市场成员
市场成员：
电力市场主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电企业和储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等其他市场主体，市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。
售电公司的权利义务：
1. 自主选择各级电力交易机构进行跨区跨省购电和省内购电，多个售电公司可以在同一配电区域内售电，同一售电公司可在多个配电区域内售电。
2. 获得电网企业（含增量配网）的电费结算服务。
3. 依法依规履行清洁能源消纳责任。
4. 具有配电网运营权的售电企业负责提供相应配电服务，按用户委托提供代理购电服务。（第十六条）
市场构成与价格
市场构成：
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。如不开展日前市场，可选择开展日前预出清，日前预出清结果不作为结算依据，仅向市场主体披露。（第二十八条）
价格机制：
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等机制。具体来讲：
1. 对于电网阻塞程度较为严重、输电能力受限的地区，宜采用节点边际电价机制。
2. 对于存在明显阻塞断面的地区，宜采用分区边际电价机制。
3. 现货市场出清时，以市场内统一边际价格作为系统电价的，可不区分节点或价区。（第三十条）
报价权限：
在没有特殊规定的情况下，市场主体具有报价权和参与定价权。代理购电用户在现货市场中不申报价格。
市场限价：
1. 现货电能量和辅助服务交易均应设定市场限价。
2. 除正常交易的市场限价之外，电能量市场可设置二级价格限值，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定小时数执行，用于稳定市场价格。（第三十八条）
关于限价的具体操作要求包括：
1. 未建立容量成本回收机制的地区，原则上市场限价应考虑机组固定成本回收；
2. 辅助服务价格上限应激励市场主体提供调节能力；
3. 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。（第四十条）
市场衔接机制
中长期与现货市场衔接：
现货市场运行地区应约定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，曲线或曲线形成方式由市场主体自主协商（含自愿选择典型曲线）或通过集中交易方式确定。（第六十条）
跨省跨区交易结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源，分别参与送、受端省/区域内市场出清。（第六十三条）
辅助服务市场与现货市场衔接：
现货市场起步阶段，可单独开展调频、备用辅助服务交易，具备条件时可与电能量市场联合出清。（第七十条、七十一条）
容量补偿机制与现货市场衔接：
各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。（第七十四条）
电力市场结算
批发市场结算：
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。（第九十三条）
不平衡资金：
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。（第九十六条）
结算权限：
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。（第九十八条）
拥有配电网运营权的售电公司根据政府主管部门规定开展电费结算。具备配电网运营权但无电费结算权的售电公司，由电网公司进行电费结算。（第九十九条）
市场监督管理
信用管理：
电力交易机构负责协助政府相关部门对信用管理对象进行信用等级评价、风险分级管理、履约保函及保险管理等工作。（第一百二十条）
信息披露：
电力交易机构总体负责电力现货市场信息披露的实施，应当设立信息披露平台。（第一百三十一条）
按照信息公开范围，电力现货信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。（第一百三十二条）
市场干预：
市场干预分为政府干预和运营机构干预。政府干预市场措施包括临时中止市场运行、中止部分或全部规则的执行、管制市场定价等。运营机构干预市场措施包括取消市场出清结果、实施发用电计划管理等。（第一百四十九条）
争议处理：
市场主体之间、市场主体与市场运营机构之间、市场主体与电网企业之间因参与电力现货市场发生争议的，可向市场管理委员会、政府有关部门或能源监管机构申请调解；调解不成的可通过仲裁、司法等途径解决争议。（第一百五十九条）
交易规则编制
规则制定：
各地应按照中央文件关于电力市场建设的职责分工要求，结合各地能源转型需要和市场建设进程，及时制修订各地电力现货市场运营规则及其配套实施细则，并公开发布。（第一百六十六条）
其中：电力现货市场运营规则的关键条款包括但不限于：总则、总体要求、市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、市场衔接机制、计量、市场结算、信用管理、信息披露、风险防控、市场监管、市场干预、争议处理、技术支持系统、规则制定。
电力现货市场运营规则的主要参数包括但不限于：申报价格上下限、出清价格上下限、惩罚因子、网损因子。电力现货市场出清环节关键参数的设置和修改应按程序开展，一经批准生效，不得随意更改。（第一百六十八条）
《电力现货市场监管办法
（征求意见稿）》要点
监管主体
国家能源局及其派出机构（以下简称“能源监管机构”）开展电力现货市场相关监管，适用本办法。国务院有关部门依照法律、行政法规和国务院有关规定开展电力现货市场相关监管。省级人民政府及其相关政府部门根据职能依法履行电力现货市场监管职责。
对市场运营机构的监管
1. 能源监管机构对市场运营机构持续满足基本运营能力情况实施监管。
2. 能源监管机构对电力现货市场运营机构开展市场交易和调度运行业务合规性实施监管。
3. 能源监管机构对电力现货市场运营机构开展现货市场运营监控情况实施监管。
对发电企业的监管
1. 是否落实市场交易合规管理和风险防范有关要求；
2. 是否严格遵守电力调度管理规定，服从统一调度，及时、如实向电力调度机构报送规定内容；
3. 储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体，参照执行上述监管要求。
对售电公司的监管
1. 是否严格遵守市场注册管理制度，确保注册信息的真实准确性；
2. 是否落实市场交易合规管理和风险防范的有关要求；
3. 是否持续满足参与电力现货市场技术条件。
对电网企业的监管
1. 是否按规定规范电网拓扑信息知情范围以及相关信息的获取、传递和使用；
2. 是否严格按照国家核定的输配电价标准和有关规定收取输配电费；
3. 负责代收代付电费的，是否按照电力交易机构提供的交易结算依据进行电费结算，按照电力现货市场规则和有关规定及时足额结算市场费用；
4. 负责代理购电的，是否按照国家和所在地区有关规定和市场交易规则参与电力现货市场交易，不得随意更改跨省跨区交易报量报价信息影响省内市场价格；
5. 参与竞争性发电、售电业务的（包括但不限于全资、控股或参股），应当与其输配电、代理购电等非竞争性务保持独立运营。
对地方政府相关部门的监督指导
1. 发布电力现货市场相关文件的合法合规情况；
2. 妨碍公平竞争的情况，包括但不限于设置不合理或者歧视性的准入和退出条件，违法给予特定市场主体优惠政策等情况；
3. 违规干预市场交易的情况，包括但不限于组织电力专场交易，指定交易对象、交易范围、成交电量，违规挪用平衡账户资金，干预交易结果，对市场交易电价在规定范围内的浮动进行不合理行政干预等情况。
禁止操纵市场
市场主体不得滥用市场力、市场串谋等不正当手段制造市场供需紧张或宽松的行情，操纵或影响市场交易价格，谋取不当利益。具体形式包括：利用市场份额和优势地位，实现物理持留、经济持留；合谋、串谋；散布谣言、传播虚假信息、延迟披露信息；无故申请机组设备检修或延长检修期限，故意限制自身发电能力；以远高于市场同类型机组边际成本进行市场申报；同一集团内的不同发电企业，或不同的发电、售电企业协同操纵市场价格；以抬高或压低某日或某个时段的交易价格为目的，连续买入或卖出合同；在跨省跨区交易中随意更改报量报价信息，影响省内市场价格。
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