巔峰核心觀點：

地面光伏+工商業光伏+戶用光伏的盡頭就是光伏+虛擬電廠。巔峰認為進入市場化是好事，帶動光儲+虛擬電廠行業發展，有利于構建新型電力系統，增加投資方盈利，盡快回本。曾經的電網死板，教條，墨守成規以穩為主，早就該換一套新型電力系統了。

一方面，當前分布式光伏進入一個怪圈：組件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術成本、配置電化學儲能成本增加→實際總成本基本不變→實際LCOE、項目收益基本不變。即：技術進步成果流入非技術成本。

另一方面，多省銷售電價的中午時段執行谷電，分布式光伏面臨未來綜合電價下降的風險。電價降低最壞也不可能賠錢。

因此，支持分布式光伏盡快參與電力市場化交易，通過市場尋找最經濟的靈活性資源而不是簡單配儲，通過電價機制釋放需求側潛力。

在進市場過程中要注意兩個問題：1.區別存量電站與增量電站，2.完善配套機制。

截止到2023年底，國內分布式光伏裝機已經達到216GW；個別省份，分布式光伏裝機規模已經占到本省全部電力裝機20%！隨著分布式光伏項目規模、占比的不斷提高，分布式光伏進入電力市場的聲音越來越大！

巔峰認為，分布式光伏進入電力交易市場已是“箭在弦上”！

一、“配儲+非技術成本”or“市場化交易”?

組件成本下降的收益被非技術成本吞噬！

2023年以來，國內光伏組件價格大幅下降。根據第三方咨詢機構Infolink的統計數據，當前的光伏組件價格與2022年同期比，下降0.85元/W。三年前EPC報價3.5元，三年后的今天更先進的技術組件也是3.5元EPC報價，系統價格下降1元，到底讓誰賺走了，終端光伏人心知肚明。具體如下圖所示。

圖：最近三年光伏組件價格走勢圖

按常理，組件價格大幅下降，必然帶來光伏的度電成本明顯下降，項目收益提高。然而，實際情況并非如此。

1.市場開發費用提高

項目理論收益的提高，導致市場競爭異常激烈！投資商為獲得項目，不得不支付更高的市場開發費用、接受更加苛刻的條件。據某企業介紹，由于光伏組件降價，戶用光伏項目的開發費已經從年初的0.6~0.7元/W增長到1~1.5元/W。

2.地方政府訴求增加

除市場開發費之外，各地政府在分布式光伏項目招標時也會提出投資配套、繳納鄉村振興資金等、電費收益分成等各類要求。例如，某地200MW分布式光伏招標，要求中標企業引入3億元產業項目、縣政府參與項目（包括“碳減排”交易等）各項收益。

最終結果是，由于這些非技術成本的提高，光伏系統成本的下降，并未帶來項目總承包的項目；光伏行業的技術進步成果，大部分流入非技術成本。這對行業的健康發展非常不利。

分布式光伏配儲呼聲漸高！

隨著分布式光伏占比的提高，電網缺少靈活性調節資源，為了提高分布式光伏的滲透率，配儲的呼聲漸高！

1）配儲不斷吞噬組件降價的收益

目前，全國各省的地面光伏電站幾乎都需要配置電化學儲能，且儲能配比也日益增長。從最初的10%、2小時，到目前有要求50%、2小時，配儲帶來的成本壓力日益增加，也吞噬掉大部分組件價格下降帶來的收益。

2023年以來，全國至少14省出臺了省級或縣市級的分布式光伏管理辦法近30個，大多數政策均提到了“配置電化學儲能”。目前，各省均為鼓勵配置，尚未強制配置。然而，一旦分布式光伏配儲，也一定會面臨地面電站配儲相同的問題，即：配儲比例將會越來越高，吞噬掉大部分組件價格下降帶來的收益！

2）分布式配儲問題更多

除此之外，分布式光伏配儲還面臨一些額外的問題。例如：

分布式光伏規模小，儲能的規模小、造價高，且難以調度；布局分散，難于運維管理；由于調度難、運維管理難，后期在調峰調頻上很難真正發揮作用。

另一方面，分布式光伏配儲，是在380V側配，還是在10kV側配？由誰來投資？后期由誰運維管理？都存在諸多問題。

3）分布式的調節手段更多

實際上，可以幫助分布式消納的靈活性資源，不僅僅有電化學儲能。相對于地面電站，分布式光伏可以更好的利用來自于用戶側的響應。分布式光伏就在負荷側，負荷側的需求調整靈活性更大。只要有合理的電價機制，電動車充電、洗衣機開停等等，都可以成為分布式光伏的“調峰資源”！

智匯光伏王老師總結：

目前分布式光伏進入一個怪圈：

組件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術成本、配置電化學儲能成本增加→總成本基本回歸組件降價前水平→實際LCOE不變

補貼時代，往往是通過下調度電補貼來平衡成本下降帶來的收益提高，打破怪圈；

平價上網時代，需要分布式光伏進入電力市場，通過真正的交易價格來實現這一目標。

二、大部分光伏電量實際上已經入市

光伏發電成本基本具備參與的條件

根據國家電網數據，2022年，山東、山西、甘肅、蒙西的現貨交易中，光伏平均結算價格在0.2049~0.243元/度之間。

實際上，在1.2元/W的組件價格下，如果不考慮非技術成本、配儲成本，分布式光伏項目的造價可以控制在2.5元/W~3元/W之間。

近期完成的三峽新疆900MW項目中，包含組件、逆變器、升壓站，不含送出線路的EPC造價，僅為2.6元/W。

總投資在2.5元/W~3元/W之間，按照30%資本金，5%的資金成本，1100~1300小時的發電量情況下，要獲得全投資6%的收益率，反算電價約為0.18~0.24元/度。

因此，如果不考慮非技術成本，在現有的造價下，光伏發電量參與市場化交易具有競爭力。

地面光伏電站參與交易比例已經很高

根據國家電網數據，2022年，國網經營區內新能源發電量達9991億千瓦時，37%參與市場化交易。其中，

常規市場化新能源交易電量3465億千瓦時，占新能源發電量的34.7%；

綠電交易的電量為229.4億千瓦時，占新能源發電量的2.3%。

參與上述交易的，均為大型風電、光伏項目。可見，地面光伏電站參與市場化交易的比例已經很高。

工商業分布式光伏事實上已經入市

近兩年，國內工商業分布式光伏基本采取“自發自用、余電上網”的模式，80%以上的發電量自用。因此，工商業分布式光伏項目的電價，基本與用電戶的用電電價綁定。

2022年以來，我國的大工業、工商業項目全部參與市場化交易，即用戶的用電電價就是市場化交易后的價格。因此，與用戶電價綁定的工商業項目電價，其實也被動的參與了市場化交易。從這個角度看，工商業分布式光伏事實上已經入市。

戶用光伏市場化參與度最低

目前，我國的戶用光伏基本采用全額上網的方式，電網以當地的煤電基準價進行收購，是各類光伏項目中，參與市場化交易程度最低的，也是全面市場化后，受影響最大的一類項目。

專家分析的主要結論

1、分布式光伏在許多省份占比已經很高，電力系統需要靈活性資源快速增長與之配合。相對于配置電化學儲能，參與市場化交易，是發掘最經濟靈活性資源的有效措施。

2、組件價格下降使光伏項目承擔越來越高昂的非技術成本，通過市場化手段發現真正的電力價值，是消除越來越高非技術成本的重要方式，有利于市場回歸理性。

3、工商業分布式光伏已經收到市場化交易的影響，實際上已經被動參與交易；分布式全面進市場，受影響最大的是戶用光伏項目。

分布式光伏進市場的兩個問題

1）存量與增量的問題

對于存量電站，國家發改委之前出的電價文件一致強調：原則上20年電價不變！

而且，光伏的度電成本基本由初始投資決定。如果在項目執行過程中突然改變政策，容易影響政府政策信譽，造成行業信心崩塌，對行業發展非常不利。

因此，建議對存量電站采取托底電價。一旦某省的市場化平均電價低于煤電基準價，對于差值部分，采取場外資金（如綠證收益）補貼，或者在下一個月的大工業、工商業電費中分攤。

按照2030年前新能源全部入市的節奏，利用5~7年的時間，逐漸減少存量電站的托底小時數，保證項目在投資回收期之后入市，盡量減少入市對存量電站的沖擊。

2）配套機制的建設

分布式光伏進入電力市場的前提是有與之相適應的配套措施。最重要的一項就是：如何實現綠色價值。綠電，綠證可交易。

未來，分布式光伏的獲得電價=電能量價格（交易電價）+綠電價值-系統成本（輔助服務費等）

然而，從2017年下半年以來，我國一共銷售了6135萬個，即相當于613億度電產生的綠證，這與新能源的發電量是數量級的差異，95%以上的綠色無綠證銷售收入。如何保障所有參與交易的綠電都實現綠色價值，是分布式光伏進市場的重要保障！

一、導入

2023年10月12日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司聯合發布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》。明確在確保有利于電力安全穩定供應的前提下，有序實現電力現貨市場全覆蓋。2023年底，全國大部分省份/地區具備電力現貨試運行條件。

首先，我們看下面兩個問題：

（1）國內推進電力現貨改革的意義何在？

（2）新能源為什么一定要進入現貨市場？

（3）目前新能源參與現貨市場的相關規定？

針對問題（1），國內現貨改革目的是通過電力現貨市場來實現電力資源的全局優化配置，激發電力行業上下游活力，并以現貨為手段，推動能源結構轉型和新型電力系統建設。集中式的現貨市場能更好的優化電網可用調度資源（包括發電和輸電資源），并能以社會福利最大化為目標來決定資源的使用和價格，再通過價格來激勵用戶行為和引導后續電力投資建設。

以高煤耗火電機組為例，在現貨中，因為高成本導致高報價，最后使得負荷率持續偏低，長期來看經營劣勢大，可能會被淘汰，從而倒逼發電廠降低運維成本或通過技術改造降低煤耗。電改本身就是通過市場競爭的方式來引導資源的配置，從而實現能源結構優化。

針對問題（2），在現貨改革必然推進背景下，新能源進入現貨市場的根因還是計劃方式實現新能源消納和系統平衡要付出極高的經濟和社會成本，傳統的目錄電價或補貼不夠靈活，無法及時反映當前電力價值，不能形成有效的激勵信號，這與快速推進能源結構轉型和實現“雙碳”目標存在沖突。因此需要現貨來實現更經濟、更高效的新能源消納和系統平衡，現貨出清模型中發電成本最優的目標函數決定了其經濟最優性，其次電網還可通過增加棄風、棄光、棄水罰因子，或者優先出清新能源的方式來確保消納，并且出清模型的約束條件能確保系統實時平衡和正負備用要求。

針對問題（3），新能源參與中國電力現貨市場的比例并未有明確的統一規定。但是，隨著中國電力市場改革的推進和新能源發電量的逐年增加，政策層面一直在穩妥有序地推動新能源參與電力市場，尤其是現貨市場。

在實際操作中，國家通過一系列措施來促進新能源市場化進程，比如研究放寬年度中長期合同簽約比例，特別是對于新能源占比較高的省份，以適應新能源出力波動大、難以長周期準確預測的特點。同時，新能源企業可以按照市場規則自主選擇參與現貨交易，并通過市場競爭機制優化資源配置和調度。

二、現狀

新能源典型出力性和現貨電價不匹配，下圖為某省現貨實際情況： 

由圖可知新能源出力和全網統一電價曲線呈現出反向相關性，導致新能源大發時的富余電量賣不出好價錢，而發電不足時又被迫從現貨中高價買電以達到中長期分解電量水平。下圖以某省某風場的6月實際情況為例，該風電當日的中長期合約總收益約為27萬元，但因為發電不足而高價購買現貨電量就花費70多萬元。

典型現貨市場結算公式如下： 

由上可知，新能源交易決策核心是通過交易行為合理安排各部分電量以實現在現貨中的最大結算收益。

中長期交易階段，核心思路是根據現貨價格高低調整中長期合約電量，如判斷現貨價格走高，則可適當降低中長期合約總量，釋放更多電量到現貨中結算。但實際中的中長期交易更加復雜，需要從年度、月度交易角度統籌考慮。

電力現貨市場本質是幫助機組回收邊際運行成本，并遵循全系統經濟最優和資源稀缺性原理對電力定價，而新能源的邊際發電成本較低甚至接近于零，因此要完全從現貨中回收成本并不可行。

新能源大發時段，低成本電力太多，發電資源富裕，因此產生低價/零價信號，并希望激勵用戶多用電；而新能源欠發時，供給欠缺的情況下，火電將作為稀缺性資源進行定價，此時現貨產生高價信號，激勵用戶少用電。從這個角度看，在新能源大省，由于新能源占比高，出現了大量的零電價時段本身是相對合理的，也反映了不同時段的電力真實價值，因此，當前的新能源不利局面或許本就是現貨常態。

其次，新能源也不應期待通過現貨來回收投資成本，也不應用過去非現貨時的收益來進行對比。過去的基準電價大多是政府或電網根據新能源投資回收需要，考慮投資激勵形成的計劃價格信號，其包括了潛在的固定成本、環境效益、邊際發電成本等，而現貨市場并不具備回收上述全部成本的功能。

以廣東燃氣機組為例，燃氣機組燃料成本高，現貨報價高于一般燃煤機組，但其僅在高峰時段由于爬坡需要和頂峰荷需要中標，低負荷率和高成本使得燃氣機組不能通過現貨回收全部成本。但燃氣機組本身是電力系統平衡的重要部分，所以廣東是通過高成本機組補貼來保障其收益，未來則可能通過專門的爬坡輔助服務市場來對其調節效益進行定價，通過容量市場來補償其容量價值。同樣，新能源也具備容量價值，并且還有獨特的環境價值，這些都是其收益來源。

其次當前新能源的不賺錢局面也和現貨剛剛開展、新能源交易決策體系不成熟、規則頻繁變化等因素有關。長期來看，隨著現貨市場和新能源交易的成熟，以及成本回收渠道的多元化，新能源必然不會存在“一虧到底”的問題。

三、問題

目前來看，新能源參與現貨時存在以下幾個問題：

（1）現貨交付時新能源將面臨巨大的量價風險。新能源發電的隨機性、波動性、不確定性特點，使得新能源中長期曲線合同在現貨市場交付時面臨量價兩個方面的風險，導致新能源簽訂中長期曲線合同難以達到“鎖定長期收益、規避現貨風險”的作用。壓艙石可能變成翻船石，但往往交易規則又對新能源中長期合約比例有限制，導致“頂風險”做決策。

（2）新能源典型出力和現貨價格特征反向相關，新能源出力高時現貨價格走低，新能源發電匱乏時現貨價格走高，導致多發電量低價賣，欠發電量高價買的窘迫局面，其次新能源集中的區域/節點電價低的問題加劇了決策難度。

（3）新能源在現貨中缺乏定價能力，價格基本由火電報價和供需關系決定。

（4）強制電力合同簽約比例是違背市場規律的。由于新能源的發電特性，導致中長期曲線合同對新能源難以起到保障收益規避現貨風險的功能與作用。相對于傳統發電以及用戶，中長期對新能源而言未必就是“壓艙石”。強制中長期電力合同簽約比例是違背市場規律的。電力市場“玩”的就是對現貨電價走勢的預判以及中長期“倉位”的調控。強制高比例中長期電力合同，反而限制了中長期合同的流動性。

（5）中長期人為分段分時限價違背市場規律。目錄分時電價僅適用于非現貨市場環境。人為分段分時限價違背市場規律，不符合中長期與現貨市場的功能定位。中長期市場與現貨市場是電力市場各司其職，新能源高占比市場中，每日每時的電力供需與現貨價格基本與新能源出力大小密切相關。對中長期電力曲線進行人為分段分時分價，難以與實際每天各時段的供需情況及現貨價格保持一致與吻合。

（7）電力市場要遵循電力曲線“同質同價”原則。現貨市場運行地區，中長期必須是帶曲線合同。在現貨市場運行地區規定新能源不執行發改價格〔2021〕1439號規定火電20%漲幅的政策，這種規定將導致火電與新能源的同一電力曲線合同出現 “同質不同價”現象。

（8）新能源綠色價值沒有充分體現。當前反映新能源綠色價值的配套政策相對滯后，綠色電力配額制尚未真正落地落實，綠證自愿認購的激勵機制不足，綠色電力消費環境溢價的效用未體現。新能源的綠色價值應通過環境市場而不是電力市場來實現。解決辦法：一是要建立“綠證交易+強制配額”制度，二是要綠證市場與碳市場聯動。

四、巔峰能源展望

1、加強現貨交易與輔助服務銜接

加強現貨與輔助服務有序協調，在交易時序、市場準入等方面做好銜接。現貨市場連續運行地區，調頻輔助服務費用可向用戶側疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一個、疏導一個”原則確定疏導時機及方式，具體由國家發展改革委會同國家能源局另行確定。做好省間、省內現貨市場與區域輔助服務市場的銜接融合，提升電力資源優化配置效率。

2、綠電納入中長期交易，放寬新能源中長期的比例

考慮新能源難以長周期準確預測的特性，為更好地適應新能源參與現貨市場需求，研究對新能源占比較高的省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例。綠電交易納入中長期交易范疇，交易合同電量部分按照市場規則，明確合同要素并按現貨價格結算偏差電量。綠電算中長期，發電場申報多了的綠電，可以從現貨市場買來結算，從另一個角度看，就是省下被高價考核。

3、部分地區分布式將參與市場

根據文件，按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。針對全國電力現貨市場建設，文件提出了進一步擴大經營主體范圍的新要求：“現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制”。“推動”分布式入市，不是“鼓勵”，能否按發電場意愿選擇是否入市還需看未來政策，否則，小分布式在高波動性市場電價的沖擊下，盈利不確定性驟增。

4、“新能源+儲能”將參與市場

通過市場化方式形成分時價格信號，鼓勵新型主體參與電力市場，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。為保證系統安全可靠，參考市場同類主體標準進行運行管理考核。

綠色收益和電力容量建設成本的回收機制是需要外部基本條件成熟后后才能全面推開，電力市場改革不可能一蹴而就，新能源主體的市場認知和心態也需要不斷完善，其次有效的反饋渠道和公開的討論氛圍也是電力市場共建的前提。對新能源來說，在深刻理解當前現貨困境的同時，拓展交易優化空間，持續提升交易能力才是當務之急，全面的交易人才隊伍、現貨交易技術手段、新型營銷管理體系都是新能源在現貨環境下持續進步的基石。

五、我與AI的對話。我問：新能源電站，比如光伏電站，在現貨市場中的電價為零，甚至為負電價，這是什么原因？如何解決這個問題？

AI：新能源電站，如光伏電站，在電力現貨市場中出現零電價甚至負電價的主要原因有以下幾點：

1. 新能源出力波動性：

? 光伏電站受天氣和日照條件影響，發電量具有很強的隨機性和波動性。在光照充足的時段，特別是在節假日或用電負荷低谷時（例如白天非高峰時段），可能產生大量超出電網需求的電能。

2. 優先上網政策：

? 在中國，新能源通常享有優先調度和全額收購政策，即當新能源出力較大且電網難以消納時，仍需將其電量接入電網，這可能導致系統中可交易的剩余電量供大于求，價格下降。

3. 市場需求不足：

? 市場需求疲軟時，尤其是夜晚用戶用電需求減少，而此時恰好是風電、光伏等新能源發電可能較高的時間段，現貨市場價格受到供需關系的影響而降低。

4. 補貼退坡與市場化競爭：

? 隨著新能源平價上網時代的到來，新能源項目不再依賴高額補貼，而是需要參與市場競爭。為了保證運營效率，即使在市場報價為負的情況下，一些新能源電站也必須出售電力以避免棄風、棄光損失。

解決這一問題的策略主要包括：

? 提升電網調峰能力：通過增加抽水蓄能、電池儲能等靈活調節電源，以及優化電網布局和升級輸電設施，增強電網對新能源波動性的接納和消納能力。

? 改進電力市場機制：建立更加完善的電力現貨市場、輔助服務市場和容量市場，使得各類電源能夠根據其實際價值得到合理回報，同時鼓勵新能源電站參與多種市場交易，分散風險。

? 推動需求側響應：通過智能電網技術和激勵政策引導用戶調整用電時間，提高負荷曲線靈活性，尤其是在新能源發電高峰時段，調動工業、商業及居民用戶的用電行為以匹配供應。

? 跨區跨省電力交易：擴大電力市場的地理范圍，促進不同地區間的電力資源優化配置，配合虛擬電廠將富余的新能源電力輸送至其他區域進行消納。

? 完善政策法規：修訂和完善相關法律法規，逐步取消不適應新能源發展的舊有政策，形成有利于新能源發展并兼顧電網穩定運行的新制度環境。

近日，國家能源局印發《電力現貨市場基本規則》（以下簡稱《基本規則》），這是我國目前電力現貨市場領域的首部國家級規則，不僅明確了電力現貨市場建設目標、路徑、任務和運行要求，還對參與市場成員、市場運營、銜接機制、價格結算、風險防控、技術支持系統等作出細則性要求，將進一步推動電力現貨市場從試點走向全國。主要體現在以下三方面：

堅持頂層設計，為全國統一電力市場體系奠定“幕前”基礎

2017年以來，國家發展改革委、國家能源局先后批準14個省份及地區開展電力現貨交易試運行，大部分試點省份現貨發展已初具規模。此次《基本規則》正是基于各地區電力現貨市場試運行結果后總結形成的框架性文件，首次明確現貨市場建設基本框架，對當前與未來各省份開展現貨交易的建設路徑與基本規則作出方向性指引，為全國統一電力市場建設奠定了良好基礎。

出臺基本規則，明確現貨市場主體地位

為規范電力現貨市場運營和管理，依法維護經營主體的合法權益，推進統一開放、競爭有序的電力市場體系建設，國家能源局首次在國家文件中明確了電力現貨市場的基本定義，主要在較中長期交易在時間顆粒度上進行劃分區別，是指符合準入條件的經營主體開展日前、日內和實時電能量交易的市場，通過競爭形成體現時空價值的市場出清價格，并配套開展調頻、備用等輔助服務交易。初步形成了中長期、現貨、輔助服務構成的電力市場交易體系，明確了現貨市場在電力市場交易中的主體地位。

規范市場規則，明確現貨市場發展目標

《基本規則》中要求“各省（區、市）/區域結合能源轉型需要和市場建設進程，及時制修訂電力現貨市場運營規則及其配套實施細則，并公開發布”，進一步規范各地市場規則的制修訂程序流程，對開展困難和尚未開展現貨市場運行的省份有較強的指導意義，有助于相關省份加速市場建設，推動我國全面進入電力現貨時代。規則中提出近期8大主要任務和2大中遠期主要任務，涵蓋現貨市場建設原則、多種市場銜接，以及新能源在內的各類新型主體參與、探索建立容量補償機制、區域市場融合等多個主要目標，明確了下一步市場建設的方向。

規范運行管理，明確現貨市場建設路徑

《基本規則》中要求電力現貨市場建設需循序漸進，應先開展模擬試運行、結算試運行，符合條件后進入正式運行，每項試運行開展前均需要滿足相應的具體條件和要求。其中，結算試運行應具備依據市場出清結果進行生產調度并結算，檢驗技術支持系統市場出清等有關功能；正式運行時至少具備現貨市場規則體系健全，建立了市場風險防控、信息披露、信用管理等制度，技術支持系統要定期開展第三方校驗并公開校驗報告、市場成員具備參與市場軟硬件條件等。這些具體規定和工作內容，進一步明確了電力現貨市場的建設路徑，積極穩妥地推動現貨市場建設。

堅持技術中立，為全面推進電力現貨市場建設“幕中”提供指導

現貨市場需要堅持的一個重要原則是技術中立，即只要進入電力市場，無論采用什么發電技術、成本如何，都必須遵從一套規則。對于電力系統來講，不同發電電源提供的是同質商品，所以必須按照技術中立原則以同一套規則競爭，因此未來更多類型的電源可能會進入電力市場。基于此，國家層面的《基本規則》在市場運營、價格機制、銜接機制、市場結算等涉及市場可持續發展運行的重點關鍵環節做了基本要求和技術指導。

市場運營

市場準備階段，明確要求市場成員應按照市場規則和交易結果承擔相應的經濟責任，特別指出電網企業要負責預測代理購電用戶分時段用電量及居民、農業用電量和典型曲線，規范指導各市場成員合規參與市場競爭。

市場運營階段，市場運營機構首先確定跨省跨區聯絡線計劃，作為送受電兩端市場的初始條件，開展日前市場的地區，調度機構以省間交易結果形成的聯絡線計劃為市場優化邊界條件，將用戶側申報電量或調度負荷預測作為需求，以社會福利最大為優化目標，集中優化出清形成日前市場出清結果；未開展日前市場的地區，市場運營機構可依據省間送受電曲線、經營主體申報信息和次日負荷預測，形成日前預出清結果；開展日內市場地區，調度機構以日前機組組合為基礎，根據日內運行情況和預測信息，滾動優化快速啟停機組等靈活調節資源；開展實時市場地區，調度機構根據最新負荷預測、聯絡線計劃和系統約束條件，以社會福利最大化為目標進行出清。特別提到，各省（區、市）價格主管部門要會同國家能源局派出機構及時開展機組成本核查，明確各類型機組成本，為市場健康平穩運行提供有效指導。

市場結果發布階段，規則明確要求市場運營機構應按照規則及時向經營主體發布對應出清結果，如發生場外調度或市場干預，電力調度機構應記錄事件經過、計劃調整情況等，并及時進行信息披露。

價格機制

《基本規則》中提出現貨市場交易采用邊際電價出清，可根據電網結構和阻塞等情況，選擇節點邊際電價、分區邊際電價和系統邊際電價。經營主體具有報價權和參與定價權，但電網代理購電用戶在現貨市場中不申報價格（價格接受者），因各種原因必須維持特定出力或其他特殊原因的機組不能參與定價。發電側價格由電能量價格、輔助服務費用等構成；用戶側價格由電能量價格、輸配電價格、線損電費、系統運行費（含輔助服務費）、政府性基金及附加等構成，首次在用戶側電價構成里面體現了系統運行費用，為構建體系完整的平衡成本價格傳導機制提供了有效指導。另外，現貨市場應設定報價限價和出清限價，市場限價應與市場建設相適應，并加強不同交易品種市場限價的協同，原則上隨著交易接近交割時間，市場價格上限應依次非遞減。

銜接機制

中長期與現貨市場銜接。現貨市場運行地區，經營主體應通過自主協商或集中交易的方式確定中長期交易合同曲線或曲線形成方式，并約定分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素。特別要做好跨省跨區中長期交易同現貨市場的銜接，跨省跨區交易賣方成交結果作為送端口負荷增量，買方成交結果作為受端口電源參與省內出清結算，省間交易結果作為省間交易電量的結算依據。

代理購電與現貨市場銜接。規則中明確要求電網企業應定期預測代理購電工商業用電量及典型負荷曲線，并考慮用戶負荷特性分別預測分時段用電量，通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，形成分時合同。代理工商業用戶購電產生的偏差電量按照現貨市場價格結算。為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益，由全體工商業用戶分攤或分享。

輔助服務市場與現貨市場銜接。規則中要求按照積極穩妥的原則，在市場起步階段，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場可單獨出清；具備條件時，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場聯合出清。尤其強調了現貨市場運行地區，原則上不再設置調峰輔助服務品種，且明確了輔助服務費用由發用電兩側按照公平合理的原則共同分擔，有助于系統運行成本的疏導。

容量補償機制與現貨市場銜接。為了激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度和運行安全，在國家的規則中首次提出了各省（區、市）/區域要結合實際需要，探索建立市場化容量補償機制，并做好市場限價、市場結算、發電成本調查等環節與容量補償機制的銜接工作，具備條件的地區鼓勵探索建立容量市場。

市場結算

《基本規則》中明確提出電能量批發市場可以按兩種方式結算：方式一，現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。方式二，中長期合同電量按中長期合同價格結算，并結算所在節點/分區與中長期結算參考點的現貨價格差值，實際電量與中長期合同電量的偏差按現貨市場價格結算。兩種結算方式均體現了電力價格的位置信號，促進電源、負荷的規劃和投資。

現貨市場可采用“日清月結”的結算模式，每日對已執行的成交結果進行清分計算，以自然月為周期出具結算依據并開展電費結算。明確強調電力市場結算不得設置不平衡資金池，每項結算項目均需獨立記錄，分類明確疏導，根據“誰產生、誰負責，誰受益、誰承擔”的原則，事先商定分攤（返還）方式，明確各方合理的權利與義務。

最后，經營主體結算依據包括現貨電能量費用、中長期合同電費（包括雙邊合同、政府授權合約等）、系統運行費用（包含輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等）、不平衡費用等，特別是將政府授權合約、抽水蓄能容量電費等納入其中，為進一步科學規范市場結算指明了前進的方向，且有利于新能源、抽水蓄能等產業可持續發展。

堅持積極穩妥，建立健全電力現貨市場“幕后”管理機制

《基本規則》中對“風險防控、市場干預、爭議處理、電力市場技術支持系統”等現貨市場運行“幕后”環節作了風險管理機制的明確要求，強調了風險分類、風險處置、市場干預條件、市場干預內容及市場中止和恢復條件，以及發生爭議時的條件流程，規范了市場干預行為和爭議處理機制，最后對電力市場技術支持系統的運營管理也做了基本規定，電力現貨市場風險管理機制進一步建立健全。

風險防控

《基本規則》中明確了電力現貨市場風險防控要求，強調了“電力供需、市場價格異常、電力系統安全運行、電力技術支持系統、網絡安全、履約”六大風險，清晰指明了市場風險防范的方向。另外，在風險防控與處置環節，強化了電力交易機構和調度機構的運營監控和風險防控責任，并要求其按照相關政府部門要求做好風險監測和處置，更好地發揮“有為”政府的作用。

市場干預

《基本規則》中明確市場干預主要分為政府干預和市場運營機構干預，細化了兩種干預具體的使用范圍和要求，并就干預內容做了具體的規范，如市場運營機構需要記錄干預原因、措施，分析存在的問題及形成方案建議等，且要求異常情況解除具備市場重啟條件后，經國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門同意，市場運營機構按程序恢復市場正常運行。要求國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門須建立電力市場中止和恢復工作機制，并在規則中予以明確，進一步完善市場干預的實施細則，確保合規合法地開展市場干預。

爭議處理

《基本規則》中明確經營主體之間、經營主體與市場運營機構之間、經營主體與電網企業之間參與電力現貨市場發生爭議時，可先通過市場管理委員會調解，也可向國家能源局派出機構、省（區、市）有關主管部門申請行政調解，調解不成的可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。另外，特別強調了提出爭議調解的申請流程、時效等，并要求相關部門做好保密工作，不得泄露其商業秘密。

電力市場技術支持系統

《基本規則》中明確要求電力市場技術支持系統應具備9個方面的條件，為地方建設現貨市場作了有效規范。另外，在第三方檢驗方面，也指出了要符合3個方面的要求，并且對技術支持系統的數據交互和管理也做了相應要求，在市場建設的“幕后”做了具體細化的指導。

電力現貨市場是電力市場體系中的重要組成部分，能夠發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，實現電力資源優化和電網經濟調度，可提升電力系統調節能力、促進可再生消納等，推進電力現貨市場建設是電力體制改革的重要任務。當前，具有原則性、標準性、指導性的全國規則的出臺實施，將為全面深入推進現貨市場、建設全國統一電力大市場奠定基礎，確保電力現貨市場沿著中國式現代化道路平穩推進和運營。