规则的“一小步” 市场的“一大步”，电力现货基本规则终落地
9月15日，国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货基本规则》（发改能源规〔2023〕1217号）（以下简称“基本规则”），这是我国首个国家层面正式发布的、用于指导电力现货市场建设和规范市场规则编写的文件。
近年来，我国电力现货市场建设开启了“加速度”模式，继首批试点中6个市场进入长周期连续运行后，其他地区在“前辈”摸索经验的基础上，市场建设速度明显加快。目前除辽宁、湖北现货市场也进入连续试运行外，全国还有21个地区均开展了电力现货市场试运行。可以说，电力现货市场已覆盖了我国绝大部分地区。而市场建设的过程，不仅是各地市场建设牵头单位、市场运营机构、以及发电企业和电力用户等各类市场主体对电力市场认识逐渐深入的过程，也是各方主体凝聚共识的过程，更是充分暴露矛盾和不断试错的过程。此次基本规则的出台，正是建立在这一基础上，最大限度遵循了市场建设的基本原则，最大限度考虑了与现有机制的衔接，最大限度体现了各市场成员的核心诉求。
总体来看，基本规则能够达到指导各地建立市场规则体系的作用，特别是首次在国家层面规则体系文件中，明确了电力现货市场中全电量以现货市场价格结算的方式，可以说是本规则最大的亮点之一。
体现了结算的重要性
目前世界大多数成熟的电力市场规则，都对结算内容有单独的阐述，例如澳大利亚电力市场规则体系中，结算章节的内容篇幅占市场运营规则的1/4；美国PJM现货市场规则中，40个子规则中有2个规则专门针对结算而设；纽约电力市场规则结算章节内容更是长达274页。英国电力市场规则中结算相关内容共计1043页。本次基本规则中结算部分的内容篇幅接近20%，进一步凸显了结算对于市场的重要意义。相信这是近年来基于各地现货市场试运行经验的总结和反映。因为无论什么样的市场设计，最终反映出来的都是不同市场主体之间的经济关系，而结算则是兑现经济往来、体现经济关系的最终结果。
对结算范围进行了延伸
在基本规则中，结算范围被定义为“现货市场结算，以及中长期、辅助服务市场结算涉及现货市场相关内容”。也就是说，不仅包含了现货（日前和实时）市场的结算，还包含了与之相关的中长期、辅助服务等相关市场的结算。而国外大多数电力市场结算规则，除了少数市场规则会涵盖委托市场运营机构代为结算的双边交易结算内容外，一般不包括中长期交易的结算内容。主要是因为，在全电量集中优化的现货市场，中长期交易被认为是市场主体对冲现货价格波动风险的手段，是财务性的，可以由交易双方自行进行结算，或者委托专门的交易所进行结算，现货市场的结算就是针对全部电量，按照相应时段现货市场价格进行结算就可以。我国目前现货市场模式基本为集中式市场，但考虑到我国电力市场建设采用了先开展中长期交易、再建立现货市场的路径，现阶段中长期市场的作用不仅是平抑现货价格波动，还被赋予了电力交易价格“压舱石”的功能。因此，无论从交易习惯，还是主体接受程度来看，现阶段基本规则纳入中长期交易的结算内容是十分必要的。
区分了不同市场模式下的结算方式
《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号）提出可以基于用户侧参与市场的不同方式，确定现货市场是否要设计日前市场。而在文件印发之后很长一段时间，人们就日前市场是否是必须的，也曾经展开过激烈的争论。从国外实践情况看，澳大利亚国家电力市场就是由“日前预出清+实时市场”，构成了现货市场的基本架构。日前预出清不进行结算，真正结算的只有实时市场。该市场模式的优点是，对用户侧参与市场的门槛较低，用户不需要考虑如何在日前市场进行报价，也不需要承担由此带来的风险，蒙西现货市场目前就采用了该模式。而如果设立日前市场，就意味着市场主体多了一次规避风险（市场套利）的机会，并且必须要为此造成的结果承担相应的经济责任。此次在基本规则中，分别按照设立日前市场和无日前市场情况，对结算方式进行了详细的描述，再次确立了如果运行日前市场，那么参与日前市场的主体，包括用户侧和发电侧都必须进行结算。这一做法在事实上纠正了目前部分运行日前市场的地区，用户侧只参与报价出清、而不进行结算的错误做法。
考虑了不同交易习惯下的结算计算方式
结算最终反映的是市场交易逻辑。基本规则充分考虑了我国现阶段，以中长期交易为主、现货交易为辅的交易习惯。在规则中，对以中长期全电量结算和以现货市场电量全电量结算这两种方式下的结算公式分别进行了描述。这对厘清中长期交易与现货市场的关系具有重要意义。特别是明确了在集中式全电量市场中，如何在采取中长期全电量结算的方式下，确保现货市场中实现全电量进行结算。目前，大部分市场规则中均采用了如下结算方式：
以发电侧为例，结算公式如下：
发电侧结算电费=中长期合约量×中长期合约价+（现货市场实际电量-中长期合约量）×所在节点电价
=中长期合约量×中长期合约价+现货市场实际电量×所在节点电价-中长期合约量×所在节点电价
如果以现货市场全电量结算，还是以发电侧为例，结算公式应该是：
发电侧结算电费＝现货市场实际电量×所在节点电价+中长期合约量×（中长期合约价-结算参考点电价）
=现货市场实际电量×所在节点电价+中长期合约量×中长期合约价-中长期合约量×结算参考点电价
通过对比发现，两种方式最大的差异就在于中长期合约进行差价结算时，应该以什么价格与中长期合约价格进行差价结算。在按照现货全电量结算的方式中，认为中长期合约是差价合约，那么双方约定价格的时候，就一定要选择一个结算参考点，也就是双方需要约定一个共同认可的结算点的价格进行结算。而在中长期全电量结算的方式中，默认为中长期和现货价格的差量部分才是现货价格应该结算的部分，因此发电侧和用户侧在结算时按照各自节点（用户侧按照统一/分区价格）的现货价格进行了结算。于是就产生了下一个问题，即当发用两侧都分别用自己的节点结算了这部分差量，由于发电侧节点和用电侧节点大概率不是同一个节点，那么就造成了市场中有一部分“说不清楚身份”的钱。这样不仅模糊了中长期合约覆盖部分电量的位置信号，在客观上也造成结算逻辑的混乱和结算资金的不平衡。此次基本规则在这方面取得了突破，指出当采用中长期全电量结算方式时，必须要考虑中长期参考结算点与所在节点的价格差，进一步理顺了现货市场和中长期交易的逻辑关系。
有待进一步“查漏补缺”
正如世界上所有市场规则一样，基本规则也有继续完善的空间。在结算环节主要存在以下方面需要查缺补漏，一是未包含集中式市场之外的市场模式。虽然从目前我国市场建设情况来看，基本以集中式为主，但随着新型电力系统的建设，更多分散接入的新能源加入市场，电网形态发生变化后，可能会探索更加灵活的市场模式。二是未体现省内市场和省间市场在结算环节的衔接。按照129号文件中所规定的，向省/区域市场外送电的发电侧主体，应将其省间交易中的分时段累加合同电量，作为省/区域内市场虚拟用电侧主体现货电量进行电费结算；从省/区域市场外购电的用电侧主体，应将其省间交易中的分时段累加合同电量，作为省/区域内市场虚拟发电侧主体上网电量进行电费结算。此外，随着市场建设步伐的加快，对市场运营机构结算环节的效率和透明度，都应当提出更高的要求。
基本规则的出台是我国电力现货市场建设走向规范化的重要一步。虽然目前的规则离标准市场设计仍有很大的差距，但相信规则“一小步”的改进，必将推动市场实践“一大步”的跨越发展！
