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文丨李想 杨泽原 华鹏伟 李康桥

《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》出台，对电力现货市场建设的总体要求与基本规则作出指引，电力现货市场内涵不断丰富，现货市场覆盖主体扩大，并将逐步衔接中长期与辅助服务市场。长期看，现货市场发展有助系统成本疏导、储能市场发展壮大以及带来虚拟电厂、功率预测等新机遇。建议后续现货市场建设进展仍需参考各省实际规则落地情况。

为加速推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，进一步规范电力现货市场运营管理，国家能源局近日印发《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，包含了我国电力现货市场建设目标、建设路径、市场构成、交易规则、价格机制、结算管理等方面的总体要求与基本规则。

▍推进电力市场化改革步伐，明确现货市场基本框架。

2015年我国新一轮电改启动后，电力市场化交易规模持续扩大，目前以中长期交易为主的市场化交易电量占全社会用电量比重已达到60%左右。电力现货交易作为市场化交易的重要组成，在出力波动性与间歇性较强的新能源占比持续提升的背景下，对于完善市场价格发现、保障新能源消纳意义重大。2017年以来，国家发改委、能源局先后批准两轮共14个省份及地区开展电力现货交易试运行，部分试点省份现货发展已初具规模，其中南方电力现货市场成交电量已经占到当地市场化交易电量的7%。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，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做出方向性指引，为全国统一电力市场建设奠定良好基础。

▍现货交易覆盖主体扩大，逐步衔接中长期与辅助服务市场。

“基本规则”明确电力现货市场参与主体包含发电企业、售电企业、电力用户，并新增储能、分布式、负荷聚合商、虚拟电厂、新能源微电网等新兴主体；交易类型包含日前、日内与实时交易，市场参与主体可根据自身实时发用电波动情况选择参与。与中长期交易相比，现货交易能够体现电能量的时点价值，通过边际定价模式为灵活调节电源提供体现价值的渠道。长期来看，预计电力现货市场将逐步衔接中长期市场与辅助服务市场，有助系统性成本疏导并激励提升电网灵活性的投资热情，提升新能源大规模接入后的电网消纳能力；此外，“基本规则”再次明确建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制，储能、虚拟电厂、新能源微网等新兴主体有望通过现货市场中峰谷价差的扩大实现盈利模式优化。

▍提出现货市场限价机制降低运行风险，后续发展尚待各省细化政策催化。

由于现货市场相较于中长期市场规模较小，采用边际定价模式下容易出现极端价格，为避免现货价格超出市场参与主体承受能力，本次“基本规则”提出对现货市场的报价与出清进行限价，同时在确保机组回收成本并获得合理利润的基础上，对连续时间内的交易价格设置二级价格限制，有效防范非理性交易带来的市场风险。此次印发的“基本规则”仅为框架性的征求意见稿，后续现货市场的建设途径、覆盖主体、交易方式、价格机制还需参考各省电力现货规则的实际落地情况。

▍风险因素：

电力现货市场发展不及预期；电力市场化改革进程放缓；能源新场景商业模式不成熟；用电需求增速大幅下滑；燃料及原料成本大幅上升。

▍投资策略：

发展电力现货市场并将现货与辅助服务市场衔接，有助电价市场化程度加深并疏导系统成本，利好火电&水电等传统电源；电力现货市场全国性铺开已成定局，有助抽水蓄能等电网&电源侧储能打开发展空间；能源变革背景下的现货市场日益发展壮大，能源运营服务场景日益增多，带来电力信息化、综合能源服务、虚拟电厂、功率预测等新机遇。