巅峰核心观点：

地面光伏+工商业光伏+户用光伏的尽头就是光伏+虚拟电厂。巅峰认为进入市场化是好事，带动光储+虚拟电厂行业发展，有利于构建新型电力系统，增加投资方盈利，尽快回本。曾经的电网死板，教条，墨守成规以稳为主，早就该换一套新型电力系统了。

一方面，当前分布式光伏进入一个怪圈：组件成本下降→LCOE下降，理论收益提高→非技术成本、配置电化学储能成本增加→实际总成本基本不变→实际LCOE、项目收益基本不变。即：技术进步成果流入非技术成本。

另一方面，多省销售电价的中午时段执行谷电，分布式光伏面临未来综合电价下降的风险。电价降低最坏也不可能赔钱。

因此，支持分布式光伏尽快参与电力市场化交易，通过市场寻找最经济的灵活性资源而不是简单配储，通过电价机制释放需求侧潜力。

在进市场过程中要注意两个问题：1.区别存量电站与增量电站，2.完善配套机制。

截止到2023年底，国内分布式光伏装机已经达到216GW；个别省份，分布式光伏装机规模已经占到本省全部电力装机20%！随着分布式光伏项目规模、占比的不断提高，分布式光伏进入电力市场的声音越来越大！

巅峰认为，分布式光伏进入电力交易市场已是“箭在弦上”！

一、“配储+非技术成本”or“市场化交易”?

组件成本下降的收益被非技术成本吞噬！

2023年以来，国内光伏组件价格大幅下降。根据第三方咨询机构Infolink的统计数据，当前的光伏组件价格与2022年同期比，下降0.85元/W。三年前EPC报价3.5元，三年后的今天更先进的技术组件也是3.5元EPC报价，系统价格下降1元，到底让谁赚走了，终端光伏人心知肚明。具体如下图所示。

图：最近三年光伏组件价格走势图

按常理，组件价格大幅下降，必然带来光伏的度电成本明显下降，项目收益提高。然而，实际情况并非如此。

1.市场开发费用提高

项目理论收益的提高，导致市场竞争异常激烈！投资商为获得项目，不得不支付更高的市场开发费用、接受更加苛刻的条件。据某企业介绍，由于光伏组件降价，户用光伏项目的开发费已经从年初的0.6~0.7元/W增长到1~1.5元/W。

2.地方政府诉求增加

除市场开发费之外，各地政府在分布式光伏项目招标时也会提出投资配套、缴纳乡村振兴资金等、电费收益分成等各类要求。例如，某地200MW分布式光伏招标，要求中标企业引入3亿元产业项目、县政府参与项目（包括“碳减排”交易等）各项收益。

最终结果是，由于这些非技术成本的提高，光伏系统成本的下降，并未带来项目总承包的项目；光伏行业的技术进步成果，大部分流入非技术成本。这对行业的健康发展非常不利。

分布式光伏配储呼声渐高！

随着分布式光伏占比的提高，电网缺少灵活性调节资源，为了提高分布式光伏的渗透率，配储的呼声渐高！

1）配储不断吞噬组件降价的收益

目前，全国各省的地面光伏电站几乎都需要配置电化学储能，且储能配比也日益增长。从最初的10%、2小时，到目前有要求50%、2小时，配储带来的成本压力日益增加，也吞噬掉大部分组件价格下降带来的收益。

2023年以来，全国至少14省出台了省级或县市级的分布式光伏管理办法近30个，大多数政策均提到了“配置电化学储能”。目前，各省均为鼓励配置，尚未强制配置。然而，一旦分布式光伏配储，也一定会面临地面电站配储相同的问题，即：配储比例将会越来越高，吞噬掉大部分组件价格下降带来的收益！

2）分布式配储问题更多

除此之外，分布式光伏配储还面临一些额外的问题。例如：

分布式光伏规模小，储能的规模小、造价高，且难以调度；布局分散，难于运维管理；由于调度难、运维管理难，后期在调峰调频上很难真正发挥作用。

另一方面，分布式光伏配储，是在380V侧配，还是在10kV侧配？由谁来投资？后期由谁运维管理？都存在诸多问题。

3）分布式的调节手段更多

实际上，可以帮助分布式消纳的灵活性资源，不仅仅有电化学储能。相对于地面电站，分布式光伏可以更好的利用来自于用户侧的响应。分布式光伏就在负荷侧，负荷侧的需求调整灵活性更大。只要有合理的电价机制，电动车充电、洗衣机开停等等，都可以成为分布式光伏的“调峰资源”！

智汇光伏王老师总结：

目前分布式光伏进入一个怪圈：

组件成本下降→LCOE下降，理论收益提高→非技术成本、配置电化学储能成本增加→总成本基本回归组件降价前水平→实际LCOE不变

补贴时代，往往是通过下调度电补贴来平衡成本下降带来的收益提高，打破怪圈；

平价上网时代，需要分布式光伏进入电力市场，通过真正的交易价格来实现这一目标。

二、大部分光伏电量实际上已经入市

光伏发电成本基本具备参与的条件

根据国家电网数据，2022年，山东、山西、甘肃、蒙西的现货交易中，光伏平均结算价格在0.2049~0.243元/度之间。

实际上，在1.2元/W的组件价格下，如果不考虑非技术成本、配储成本，分布式光伏项目的造价可以控制在2.5元/W~3元/W之间。

近期完成的三峡新疆900MW项目中，包含组件、逆变器、升压站，不含送出线路的EPC造价，仅为2.6元/W。

总投资在2.5元/W~3元/W之间，按照30%资本金，5%的资金成本，1100~1300小时的发电量情况下，要获得全投资6%的收益率，反算电价约为0.18~0.24元/度。

因此，如果不考虑非技术成本，在现有的造价下，光伏发电量参与市场化交易具有竞争力。

地面光伏电站参与交易比例已经很高

根据国家电网数据，2022年，国网经营区内新能源发电量达9991亿千瓦时，37%参与市场化交易。其中，

常规市场化新能源交易电量3465亿千瓦时，占新能源发电量的34.7%；

绿电交易的电量为229.4亿千瓦时，占新能源发电量的2.3%。

参与上述交易的，均为大型风电、光伏项目。可见，地面光伏电站参与市场化交易的比例已经很高。

工商业分布式光伏事实上已经入市

近两年，国内工商业分布式光伏基本采取“自发自用、余电上网”的模式，80%以上的发电量自用。因此，工商业分布式光伏项目的电价，基本与用电户的用电电价绑定。

2022年以来，我国的大工业、工商业项目全部参与市场化交易，即用户的用电电价就是市场化交易后的价格。因此，与用户电价绑定的工商业项目电价，其实也被动的参与了市场化交易。从这个角度看，工商业分布式光伏事实上已经入市。

户用光伏市场化参与度最低

目前，我国的户用光伏基本采用全额上网的方式，电网以当地的煤电基准价进行收购，是各类光伏项目中，参与市场化交易程度最低的，也是全面市场化后，受影响最大的一类项目。

专家分析的主要结论

1、分布式光伏在许多省份占比已经很高，电力系统需要灵活性资源快速增长与之配合。相对于配置电化学储能，参与市场化交易，是发掘最经济灵活性资源的有效措施。

2、组件价格下降使光伏项目承担越来越高昂的非技术成本，通过市场化手段发现真正的电力价值，是消除越来越高非技术成本的重要方式，有利于市场回归理性。

3、工商业分布式光伏已经收到市场化交易的影响，实际上已经被动参与交易；分布式全面进市场，受影响最大的是户用光伏项目。

分布式光伏进市场的两个问题

1）存量与增量的问题

对于存量电站，国家发改委之前出的电价文件一致强调：原则上20年电价不变！

而且，光伏的度电成本基本由初始投资决定。如果在项目执行过程中突然改变政策，容易影响政府政策信誉，造成行业信心崩塌，对行业发展非常不利。

因此，建议对存量电站采取托底电价。一旦某省的市场化平均电价低于煤电基准价，对于差值部分，采取场外资金（如绿证收益）补贴，或者在下一个月的大工业、工商业电费中分摊。

按照2030年前新能源全部入市的节奏，利用5~7年的时间，逐渐减少存量电站的托底小时数，保证项目在投资回收期之后入市，尽量减少入市对存量电站的冲击。

2）配套机制的建设

分布式光伏进入电力市场的前提是有与之相适应的配套措施。最重要的一项就是：如何实现绿色价值。绿电，绿证可交易。

未来，分布式光伏的获得电价=电能量价格（交易电价）+绿电价值-系统成本（辅助服务费等）

然而，从2017年下半年以来，我国一共销售了6135万个，即相当于613亿度电产生的绿证，这与新能源的发电量是数量级的差异，95%以上的绿色无绿证销售收入。如何保障所有参与交易的绿电都实现绿色价值，是分布式光伏进市场的重要保障！

一、导入

2023年10月12日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。明确在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。2023年底，全国大部分省份/地区具备电力现货试运行条件。

首先，我们看下面两个问题：

（1）国内推进电力现货改革的意义何在？

（2）新能源为什么一定要进入现货市场？

（3）目前新能源参与现货市场的相关规定？

针对问题（1），国内现货改革目的是通过电力现货市场来实现电力资源的全局优化配置，激发电力行业上下游活力，并以现货为手段，推动能源结构转型和新型电力系统建设。集中式的现货市场能更好的优化电网可用调度资源（包括发电和输电资源），并能以社会福利最大化为目标来决定资源的使用和价格，再通过价格来激励用户行为和引导后续电力投资建设。

以高煤耗火电机组为例，在现货中，因为高成本导致高报价，最后使得负荷率持续偏低，长期来看经营劣势大，可能会被淘汰，从而倒逼发电厂降低运维成本或通过技术改造降低煤耗。电改本身就是通过市场竞争的方式来引导资源的配置，从而实现能源结构优化。

针对问题（2），在现货改革必然推进背景下，新能源进入现货市场的根因还是计划方式实现新能源消纳和系统平衡要付出极高的经济和社会成本，传统的目录电价或补贴不够灵活，无法及时反映当前电力价值，不能形成有效的激励信号，这与快速推进能源结构转型和实现“双碳”目标存在冲突。因此需要现货来实现更经济、更高效的新能源消纳和系统平衡，现货出清模型中发电成本最优的目标函数决定了其经济最优性，其次电网还可通过增加弃风、弃光、弃水罚因子，或者优先出清新能源的方式来确保消纳，并且出清模型的约束条件能确保系统实时平衡和正负备用要求。

针对问题（3），新能源参与中国电力现货市场的比例并未有明确的统一规定。但是，随着中国电力市场改革的推进和新能源发电量的逐年增加，政策层面一直在稳妥有序地推动新能源参与电力市场，尤其是现货市场。

在实际操作中，国家通过一系列措施来促进新能源市场化进程，比如研究放宽年度中长期合同签约比例，特别是对于新能源占比较高的省份，以适应新能源出力波动大、难以长周期准确预测的特点。同时，新能源企业可以按照市场规则自主选择参与现货交易，并通过市场竞争机制优化资源配置和调度。

二、现状

新能源典型出力性和现货电价不匹配，下图为某省现货实际情况： 

由图可知新能源出力和全网统一电价曲线呈现出反向相关性，导致新能源大发时的富余电量卖不出好价钱，而发电不足时又被迫从现货中高价买电以达到中长期分解电量水平。下图以某省某风场的6月实际情况为例，该风电当日的中长期合约总收益约为27万元，但因为发电不足而高价购买现货电量就花费70多万元。

典型现货市场结算公式如下： 

由上可知，新能源交易决策核心是通过交易行为合理安排各部分电量以实现在现货中的最大结算收益。

中长期交易阶段，核心思路是根据现货价格高低调整中长期合约电量，如判断现货价格走高，则可适当降低中长期合约总量，释放更多电量到现货中结算。但实际中的中长期交易更加复杂，需要从年度、月度交易角度统筹考虑。

电力现货市场本质是帮助机组回收边际运行成本，并遵循全系统经济最优和资源稀缺性原理对电力定价，而新能源的边际发电成本较低甚至接近于零，因此要完全从现货中回收成本并不可行。

新能源大发时段，低成本电力太多，发电资源富裕，因此产生低价/零价信号，并希望激励用户多用电；而新能源欠发时，供给欠缺的情况下，火电将作为稀缺性资源进行定价，此时现货产生高价信号，激励用户少用电。从这个角度看，在新能源大省，由于新能源占比高，出现了大量的零电价时段本身是相对合理的，也反映了不同时段的电力真实价值，因此，当前的新能源不利局面或许本就是现货常态。

其次，新能源也不应期待通过现货来回收投资成本，也不应用过去非现货时的收益来进行对比。过去的基准电价大多是政府或电网根据新能源投资回收需要，考虑投资激励形成的计划价格信号，其包括了潜在的固定成本、环境效益、边际发电成本等，而现货市场并不具备回收上述全部成本的功能。

以广东燃气机组为例，燃气机组燃料成本高，现货报价高于一般燃煤机组，但其仅在高峰时段由于爬坡需要和顶峰荷需要中标，低负荷率和高成本使得燃气机组不能通过现货回收全部成本。但燃气机组本身是电力系统平衡的重要部分，所以广东是通过高成本机组补贴来保障其收益，未来则可能通过专门的爬坡辅助服务市场来对其调节效益进行定价，通过容量市场来补偿其容量价值。同样，新能源也具备容量价值，并且还有独特的环境价值，这些都是其收益来源。

其次当前新能源的不赚钱局面也和现货刚刚开展、新能源交易决策体系不成熟、规则频繁变化等因素有关。长期来看，随着现货市场和新能源交易的成熟，以及成本回收渠道的多元化，新能源必然不会存在“一亏到底”的问题。

三、问题

目前来看，新能源参与现货时存在以下几个问题：

（1）现货交付时新能源将面临巨大的量价风险。新能源发电的随机性、波动性、不确定性特点，使得新能源中长期曲线合同在现货市场交付时面临量价两个方面的风险，导致新能源签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用。压舱石可能变成翻船石，但往往交易规则又对新能源中长期合约比例有限制，导致“顶风险”做决策。

（2）新能源典型出力和现货价格特征反向相关，新能源出力高时现货价格走低，新能源发电匮乏时现货价格走高，导致多发电量低价卖，欠发电量高价买的窘迫局面，其次新能源集中的区域/节点电价低的问题加剧了决策难度。

（3）新能源在现货中缺乏定价能力，价格基本由火电报价和供需关系决定。

（4）强制电力合同签约比例是违背市场规律的。由于新能源的发电特性，导致中长期曲线合同对新能源难以起到保障收益规避现货风险的功能与作用。相对于传统发电以及用户，中长期对新能源而言未必就是“压舱石”。强制中长期电力合同签约比例是违背市场规律的。电力市场“玩”的就是对现货电价走势的预判以及中长期“仓位”的调控。强制高比例中长期电力合同，反而限制了中长期合同的流动性。

（5）中长期人为分段分时限价违背市场规律。目录分时电价仅适用于非现货市场环境。人为分段分时限价违背市场规律，不符合中长期与现货市场的功能定位。中长期市场与现货市场是电力市场各司其职，新能源高占比市场中，每日每时的电力供需与现货价格基本与新能源出力大小密切相关。对中长期电力曲线进行人为分段分时分价，难以与实际每天各时段的供需情况及现货价格保持一致与吻合。

（7）电力市场要遵循电力曲线“同质同价”原则。现货市场运行地区，中长期必须是带曲线合同。在现货市场运行地区规定新能源不执行发改价格〔2021〕1439号规定火电20%涨幅的政策，这种规定将导致火电与新能源的同一电力曲线合同出现 “同质不同价”现象。

（8）新能源绿色价值没有充分体现。当前反映新能源绿色价值的配套政策相对滞后，绿色电力配额制尚未真正落地落实，绿证自愿认购的激励机制不足，绿色电力消费环境溢价的效用未体现。新能源的绿色价值应通过环境市场而不是电力市场来实现。解决办法：一是要建立“绿证交易+强制配额”制度，二是要绿证市场与碳市场联动。

四、巅峰能源展望

1、加强现货交易与辅助服务衔接

加强现货与辅助服务有序协调，在交易时序、市场准入等方面做好衔接。现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，其他辅助服务品种按照“成熟一个、疏导一个”原则确定疏导时机及方式，具体由国家发展改革委会同国家能源局另行确定。做好省间、省内现货市场与区域辅助服务市场的衔接融合，提升电力资源优化配置效率。

2、绿电纳入中长期交易，放宽新能源中长期的比例

考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。绿电算中长期，发电场申报多了的绿电，可以从现货市场买来结算，从另一个角度看，就是省下被高价考核。

3、部分地区分布式将参与市场

根据文件，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。针对全国电力现货市场建设，文件提出了进一步扩大经营主体范围的新要求：“现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制”。“推动”分布式入市，不是“鼓励”，能否按发电场意愿选择是否入市还需看未来政策，否则，小分布式在高波动性市场电价的冲击下，盈利不确定性骤增。

4、“新能源+储能”将参与市场

通过市场化方式形成分时价格信号，鼓励新型主体参与电力市场，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。

绿色收益和电力容量建设成本的回收机制是需要外部基本条件成熟后后才能全面推开，电力市场改革不可能一蹴而就，新能源主体的市场认知和心态也需要不断完善，其次有效的反馈渠道和公开的讨论氛围也是电力市场共建的前提。对新能源来说，在深刻理解当前现货困境的同时，拓展交易优化空间，持续提升交易能力才是当务之急，全面的交易人才队伍、现货交易技术手段、新型营销管理体系都是新能源在现货环境下持续进步的基石。

五、我与AI的对话。我问：新能源电站，比如光伏电站，在现货市场中的电价为零，甚至为负电价，这是什么原因？如何解决这个问题？

AI：新能源电站，如光伏电站，在电力现货市场中出现零电价甚至负电价的主要原因有以下几点：

1. 新能源出力波动性：

• 光伏电站受天气和日照条件影响，发电量具有很强的随机性和波动性。在光照充足的时段，特别是在节假日或用电负荷低谷时（例如白天非高峰时段），可能产生大量超出电网需求的电能。

2. 优先上网政策：

• 在中国，新能源通常享有优先调度和全额收购政策，即当新能源出力较大且电网难以消纳时，仍需将其电量接入电网，这可能导致系统中可交易的剩余电量供大于求，价格下降。

3. 市场需求不足：

• 市场需求疲软时，尤其是夜晚用户用电需求减少，而此时恰好是风电、光伏等新能源发电可能较高的时间段，现货市场价格受到供需关系的影响而降低。

4. 补贴退坡与市场化竞争：

• 随着新能源平价上网时代的到来，新能源项目不再依赖高额补贴，而是需要参与市场竞争。为了保证运营效率，即使在市场报价为负的情况下，一些新能源电站也必须出售电力以避免弃风、弃光损失。

解决这一问题的策略主要包括：

• 提升电网调峰能力：通过增加抽水蓄能、电池储能等灵活调节电源，以及优化电网布局和升级输电设施，增强电网对新能源波动性的接纳和消纳能力。

• 改进电力市场机制：建立更加完善的电力现货市场、辅助服务市场和容量市场，使得各类电源能够根据其实际价值得到合理回报，同时鼓励新能源电站参与多种市场交易，分散风险。

• 推动需求侧响应：通过智能电网技术和激励政策引导用户调整用电时间，提高负荷曲线灵活性，尤其是在新能源发电高峰时段，调动工业、商业及居民用户的用电行为以匹配供应。

• 跨区跨省电力交易：扩大电力市场的地理范围，促进不同地区间的电力资源优化配置，配合虚拟电厂将富余的新能源电力输送至其他区域进行消纳。

• 完善政策法规：修订和完善相关法律法规，逐步取消不适应新能源发展的旧有政策，形成有利于新能源发展并兼顾电网稳定运行的新制度环境。

近日，国家能源局印发《电力现货市场基本规则》（以下简称《基本规则》），这是我国目前电力现货市场领域的首部国家级规则，不仅明确了电力现货市场建设目标、路径、任务和运行要求，还对参与市场成员、市场运营、衔接机制、价格结算、风险防控、技术支持系统等作出细则性要求，将进一步推动电力现货市场从试点走向全国。主要体现在以下三方面：

坚持顶层设计，为全国统一电力市场体系奠定“幕前”基础

2017年以来，国家发展改革委、国家能源局先后批准14个省份及地区开展电力现货交易试运行，大部分试点省份现货发展已初具规模。此次《基本规则》正是基于各地区电力现货市场试运行结果后总结形成的框架性文件，首次明确现货市场建设基本框架，对当前与未来各省份开展现货交易的建设路径与基本规则作出方向性指引，为全国统一电力市场建设奠定了良好基础。

出台基本规则，明确现货市场主体地位

为规范电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，国家能源局首次在国家文件中明确了电力现货市场的基本定义，主要在较中长期交易在时间颗粒度上进行划分区别，是指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场，通过竞争形成体现时空价值的市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。初步形成了中长期、现货、辅助服务构成的电力市场交易体系，明确了现货市场在电力市场交易中的主体地位。

规范市场规则，明确现货市场发展目标

《基本规则》中要求“各省（区、市）/区域结合能源转型需要和市场建设进程，及时制修订电力现货市场运营规则及其配套实施细则，并公开发布”，进一步规范各地市场规则的制修订程序流程，对开展困难和尚未开展现货市场运行的省份有较强的指导意义，有助于相关省份加速市场建设，推动我国全面进入电力现货时代。规则中提出近期8大主要任务和2大中远期主要任务，涵盖现货市场建设原则、多种市场衔接，以及新能源在内的各类新型主体参与、探索建立容量补偿机制、区域市场融合等多个主要目标，明确了下一步市场建设的方向。

规范运行管理，明确现货市场建设路径

《基本规则》中要求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，每项试运行开展前均需要满足相应的具体条件和要求。其中，结算试运行应具备依据市场出清结果进行生产调度并结算，检验技术支持系统市场出清等有关功能；正式运行时至少具备现货市场规则体系健全，建立了市场风险防控、信息披露、信用管理等制度，技术支持系统要定期开展第三方校验并公开校验报告、市场成员具备参与市场软硬件条件等。这些具体规定和工作内容，进一步明确了电力现货市场的建设路径，积极稳妥地推动现货市场建设。

坚持技术中立，为全面推进电力现货市场建设“幕中”提供指导

现货市场需要坚持的一个重要原则是技术中立，即只要进入电力市场，无论采用什么发电技术、成本如何，都必须遵从一套规则。对于电力系统来讲，不同发电电源提供的是同质商品，所以必须按照技术中立原则以同一套规则竞争，因此未来更多类型的电源可能会进入电力市场。基于此，国家层面的《基本规则》在市场运营、价格机制、衔接机制、市场结算等涉及市场可持续发展运行的重点关键环节做了基本要求和技术指导。

市场运营

市场准备阶段，明确要求市场成员应按照市场规则和交易结果承担相应的经济责任，特别指出电网企业要负责预测代理购电用户分时段用电量及居民、农业用电量和典型曲线，规范指导各市场成员合规参与市场竞争。

市场运营阶段，市场运营机构首先确定跨省跨区联络线计划，作为送受电两端市场的初始条件，开展日前市场的地区，调度机构以省间交易结果形成的联络线计划为市场优化边界条件，将用户侧申报电量或调度负荷预测作为需求，以社会福利最大为优化目标，集中优化出清形成日前市场出清结果；未开展日前市场的地区，市场运营机构可依据省间送受电曲线、经营主体申报信息和次日负荷预测，形成日前预出清结果；开展日内市场地区，调度机构以日前机组组合为基础，根据日内运行情况和预测信息，滚动优化快速启停机组等灵活调节资源；开展实时市场地区，调度机构根据最新负荷预测、联络线计划和系统约束条件，以社会福利最大化为目标进行出清。特别提到，各省（区、市）价格主管部门要会同国家能源局派出机构及时开展机组成本核查，明确各类型机组成本，为市场健康平稳运行提供有效指导。

市场结果发布阶段，规则明确要求市场运营机构应按照规则及时向经营主体发布对应出清结果，如发生场外调度或市场干预，电力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，并及时进行信息披露。

价格机制

《基本规则》中提出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。经营主体具有报价权和参与定价权，但电网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；用户侧价格由电能量价格、输配电价格、线损电费、系统运行费（含辅助服务费）、政府性基金及附加等构成，首次在用户侧电价构成里面体现了系统运行费用，为构建体系完整的平衡成本价格传导机制提供了有效指导。另外，现货市场应设定报价限价和出清限价，市场限价应与市场建设相适应，并加强不同交易品种市场限价的协同，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。

衔接机制

中长期与现货市场衔接。现货市场运行地区，经营主体应通过自主协商或集中交易的方式确定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。特别要做好跨省跨区中长期交易同现货市场的衔接，跨省跨区交易卖方成交结果作为送端口负荷增量，买方成交结果作为受端口电源参与省内出清结算，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。

代理购电与现货市场衔接。规则中明确要求电网企业应定期预测代理购电工商业用电量及典型负荷曲线，并考虑用户负荷特性分别预测分时段用电量，通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，形成分时合同。代理工商业用户购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益，由全体工商业用户分摊或分享。

辅助服务市场与现货市场衔接。规则中要求按照积极稳妥的原则，在市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；具备条件时，调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。尤其强调了现货市场运行地区，原则上不再设置调峰辅助服务品种，且明确了辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理的原则共同分担，有助于系统运行成本的疏导。

容量补偿机制与现货市场衔接。为了激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度和运行安全，在国家的规则中首次提出了各省（区、市）/区域要结合实际需要，探索建立市场化容量补偿机制，并做好市场限价、市场结算、发电成本调查等环节与容量补偿机制的衔接工作，具备条件的地区鼓励探索建立容量市场。

市场结算

《基本规则》中明确提出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中长期结算参考点的现货价格差值结算。方式二，中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。两种结算方式均体现了电力价格的位置信号，促进电源、负荷的规划和投资。

现货市场可采用“日清月结”的结算模式，每日对已执行的成交结果进行清分计算，以自然月为周期出具结算依据并开展电费结算。明确强调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，根据“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，事先商定分摊（返还）方式，明确各方合理的权利与义务。

最后，经营主体结算依据包括现货电能量费用、中长期合同电费（包括双边合同、政府授权合约等）、系统运行费用（包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、不平衡费用等，特别是将政府授权合约、抽水蓄能容量电费等纳入其中，为进一步科学规范市场结算指明了前进的方向，且有利于新能源、抽水蓄能等产业可持续发展。

坚持积极稳妥，建立健全电力现货市场“幕后”管理机制

《基本规则》中对“风险防控、市场干预、争议处理、电力市场技术支持系统”等现货市场运行“幕后”环节作了风险管理机制的明确要求，强调了风险分类、风险处置、市场干预条件、市场干预内容及市场中止和恢复条件，以及发生争议时的条件流程，规范了市场干预行为和争议处理机制，最后对电力市场技术支持系统的运营管理也做了基本规定，电力现货市场风险管理机制进一步建立健全。

风险防控

《基本规则》中明确了电力现货市场风险防控要求，强调了“电力供需、市场价格异常、电力系统安全运行、电力技术支持系统、网络安全、履约”六大风险，清晰指明了市场风险防范的方向。另外，在风险防控与处置环节，强化了电力交易机构和调度机构的运营监控和风险防控责任，并要求其按照相关政府部门要求做好风险监测和处置，更好地发挥“有为”政府的作用。

市场干预

《基本规则》中明确市场干预主要分为政府干预和市场运营机构干预，细化了两种干预具体的使用范围和要求，并就干预内容做了具体的规范，如市场运营机构需要记录干预原因、措施，分析存在的问题及形成方案建议等，且要求异常情况解除具备市场重启条件后，经国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门同意，市场运营机构按程序恢复市场正常运行。要求国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门须建立电力市场中止和恢复工作机制，并在规则中予以明确，进一步完善市场干预的实施细则，确保合规合法地开展市场干预。

争议处理

《基本规则》中明确经营主体之间、经营主体与市场运营机构之间、经营主体与电网企业之间参与电力现货市场发生争议时，可先通过市场管理委员会调解，也可向国家能源局派出机构、省（区、市）有关主管部门申请行政调解，调解不成的可通过仲裁、司法等途径解决争议。另外，特别强调了提出争议调解的申请流程、时效等，并要求相关部门做好保密工作，不得泄露其商业秘密。

电力市场技术支持系统

《基本规则》中明确要求电力市场技术支持系统应具备9个方面的条件，为地方建设现货市场作了有效规范。另外，在第三方检验方面，也指出了要符合3个方面的要求，并且对技术支持系统的数据交互和管理也做了相应要求，在市场建设的“幕后”做了具体细化的指导。

电力现货市场是电力市场体系中的重要组成部分，能够发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，实现电力资源优化和电网经济调度，可提升电力系统调节能力、促进可再生消纳等，推进电力现货市场建设是电力体制改革的重要任务。当前，具有原则性、标准性、指导性的全国规则的出台实施，将为全面深入推进现货市场、建设全国统一电力大市场奠定基础，确保电力现货市场沿着中国式现代化道路平稳推进和运营。