電力體制改革持續(xù)駛向市場化深水區(qū)。國家發(fā)改委、國家能源局9月18日公布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（下稱《基本規(guī)則》），這是國家層面首次出臺電力現(xiàn)貨市場規(guī)則性文件。作為構建全國統(tǒng)一電力市場體系的重要文件，《基本規(guī)則》為下階段深化改革全面推動電力現(xiàn)貨市場建設提供了統(tǒng)一的行動指南，可視為各省、區(qū)域建設電力現(xiàn)貨市場的“國標”。

電力現(xiàn)貨市場是反映電力供需形勢的“風向標”。自2017年8月國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》以來，我國電力現(xiàn)貨市場建設開啟加速模式。據(jù)澎湃新聞了解，截至目前，電力現(xiàn)貨市場已覆蓋我國絕大部分地區(qū)。同時，由于各試點存在供需結構、市場機制等不同要素，對于一些共性問題的處理方式存在分歧。

國家發(fā)改委、國家能源局在《基本規(guī)則》答記者問中稱，總體來看，長周期結算試運行的現(xiàn)貨試點地區(qū)開展了各具特色的實踐探索，為后續(xù)市場建設積累了寶貴經(jīng)驗?！痘疽?guī)則》的制定將對已實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)進一步規(guī)范引導，實現(xiàn)健康持續(xù)發(fā)展；為尚未開展電力現(xiàn)貨市場運行的地區(qū)開展電力現(xiàn)貨市場建設探索提供可借鑒的經(jīng)驗，降低試錯成本。

從內容上看，《基本規(guī)則》包括十三章129條內容及名詞解釋附件，主要規(guī)范電力現(xiàn)貨市場的建設與運營，包括日前、日內和實時電能量交易，以及現(xiàn)貨與中長期、輔助服務、電網(wǎng)企業(yè)代理購電等方面的統(tǒng)籌銜接。適用于采用集中式市場模式的?。▍^(qū)、市）/區(qū)域現(xiàn)貨市場，以及?。▍^(qū)、市）/區(qū)域現(xiàn)貨市場與相關市場的銜接。

《基本規(guī)則》明確了電力現(xiàn)貨市場的建設路徑：近期重點推進省間、?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場建設，以“統(tǒng)一市場、協(xié)同運行”起步，加強中長期、現(xiàn)貨、輔助服務交易銜接，暢通批發(fā)、零售市場價格傳導，推動新能源、新型主體、各類用戶平等參與電力交易。中遠期現(xiàn)貨市場建設要適應新型電力系統(tǒng)運行要求，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲各環(huán)節(jié)靈活互動、高效銜接，形成平等競爭、自主選擇的市場環(huán)境，逐步推動省間、省（區(qū)、市）/區(qū)域市場融合，推動全國統(tǒng)一電力市場體系全面建成。

電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格的意義在于讓電力資源在更大范圍內共享互濟和優(yōu)化配置。新型電力系統(tǒng)面臨的供需波動較傳統(tǒng)時期要大得多，如何經(jīng)濟高效地平衡供需正成為巨大挑戰(zhàn)?，F(xiàn)貨市場的價格信號能夠及時精準反映不同時間、不同地區(qū)的電力供需，在電力供需緊張時段，通過現(xiàn)貨市場短時高電價信號引導火電企業(yè)頂峰發(fā)電、電力用戶減少用電需求；而在新能源大發(fā)時段，通過現(xiàn)貨市場價格信號引導火電企業(yè)壓降出力、電力用戶提高用電需求，擴大新能源消納空間。

作為核心內容之一，《基本規(guī)則》最大限度考慮了與現(xiàn)有市場機制的銜接，專設市場銜接機制章節(jié)對現(xiàn)貨與中長期、輔助服務、代理購電、容量補償?shù)你暯犹岢隽烁鞣竭_成共識的原則性要求。例如，中長期交易要約定分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素，推動調頻、備用輔助服務與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，探索建立市場化容量補償機制等。

其亮點還在于健全了市場價格限價機制。業(yè)內人士分析稱，針對歐洲一次能源供應緊張導致歐洲電力市場價格大幅波動情況，《基本規(guī)則》充分借鑒國際經(jīng)驗教訓，引入二級限價設計，當市場價格連續(xù)處于價格限值超過一定時長后觸發(fā)，避免特殊情況下價格劇烈波動影響市場穩(wěn)定運行。

隨著新能源滲透率進一步提升，新能源將逐漸替代傳統(tǒng)煤電成為主要的電量供應主體，而傳統(tǒng)煤電在電力系統(tǒng)中的角色也將逐步向調頻、備用、容量服務提供者轉變。要更好保障電力安全穩(wěn)定供應、促進新能源加快發(fā)展和能源綠色低碳轉型，煤電的作用不可替代。在這一轉型過程中，煤電的盈利模式將隨之轉變：由主體電源轉型為調節(jié)電源致其利用小時數(shù)下降，難以通過單一電量電價回收投資成本，須依托容量市場機制保障其成本回收。

近來，圍繞煤電容量電價機制的討論有所升溫。有知情人士向澎湃新聞透露，能源主管部門近日已下發(fā)建立煤電容量電價機制的征求意見稿，相關電價機制的實施時間表已經(jīng)明確，有望于明年起正式執(zhí)行。 在該機制下，煤電機組可獲得的容量電費，根據(jù)當?shù)孛弘娙萘侩妰r和機組額定裝機容量確定，由電網(wǎng)企業(yè)按月支付。各地煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，或由工商業(yè)用戶按用電量比分攤。

煤電容量電價機制是否會推高用電綜合成本？據(jù)光大證券測算，若綜合考慮以下因素：火電電量電價會因2023年動力煤價格下降而下降，致2024年火電長協(xié)電價下降，對容量電價成本上升對沖；新能源（光伏、風電）制造端及EPC成本下降也會進一步降低2024年新能源新增并網(wǎng)部分電價降低，對容量電價成本上升對沖；部分高耗能工商業(yè)、部分非節(jié)能居民用戶會因峰谷價差、階梯電價承擔小部分成本，綜上總計火電容量電價成本對沖空間約1514億元，當前單位容量補貼總體合理水平可設定在100-150元/千瓦，社會綜合用電成本不受影響。

煤電容量電價機制的出臺牽一發(fā)而動全身。有業(yè)內人士分析稱，傳統(tǒng)意義上各類電源的價格均以煤電為基準，但實際上不同電源發(fā)揮的功能和作用各不相同。容量電價的確定將把傳統(tǒng)的基準價進一步拆分，更有利于明確不同電源在電力系統(tǒng)中的權利和義務。“這不僅意味著各類電源以煤電為錨的傳統(tǒng)定價方式行將結束，還將重塑不同業(yè)態(tài)的收入模型?！绷硪晃粯I(yè)內人士說道。