Vol277.国家发改委出手统一电力现货市场规则

10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，向社会公开征求意见。这份文件标志着自2015年新一轮电改以来，中国首次出台覆盖全国、统一适用的电力现货市场纲领性规则。征求意见稿明确，规则自2027年1月1日起施行，有效期5年，同时废止2023年发布的试行版本。
所谓电力现货市场，就是经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。按范围分省间、区域和省三级，按时间分日前、可靠性机组组合、日内和实时四种。征求意见稿的核心变化集中在几个方向。
第一，市场成员扩大了。除了传统的发电企业、售电公司和电力用户，文件首次以规则形式明确新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等"新型经营主体"可以参与现货市场竞争，并响应实时价格信号。这意味着储能和虚拟电厂这些过去主要靠政策扶持的行业，终于获得了正式的市场准入身份，可以通过市场机制赚钱。
第二，价格机制明确了。文件原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时空价值的价格信号。简单来说，就是哪里电多电价就低，哪里电少电价就高，让价格真正反映供需。经营主体有报价权和定价权，电网代理购电用户作为"价格接受者"不申报价格。文件还要求设置申报限价和出清限价，并建立发电机组运行成本补偿机制。
第三，结算机制更透明了。现货市场采用"日清月结"模式，每日清分计算，每月结算。发电侧采用节点边际电价结算，用户侧暂按统一结算点价格。文件特别强调不得设置不平衡资金池，每项结算项目独立记录，不能再像过去那样用一个大池子掩盖盈亏问题。此外，文件还推动调频、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清，跨省跨区交易结果作为现货市场的约束条件。
这份规则出台的背景是，中国电力市场化改革已经推进了多年，但各省现货市场规则各自为政，省间无法协同。2025年以来，一系列配套政策密集出台：年初的136号文推动新能源上网电量全面入市，电价由市场交易形成，结束了新能源享受保障性收购的历史；114号文从国家层面明确新型储能的容量价值，给储能发了"底薪"；4号文提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系。
到了2026年，山东、山西、甘肃等省份的现货市场已经连续运行，午间光伏大发时段现货价频繁出现零电价甚至负电价，辽宁在2026年1月创下连续9天负电价的纪录。这些现象说明，新能源大规模入市后，电价波动幅度远超以往，传统的计划定价模式已经难以适应新的电源结构。
对储能行业来说，这份规则的影响尤为直接。过去五年，储能行业很大程度上依赖"强制配储"政策生存，新能源项目被要求配套建设储能才能并网。但2025年2月，136号文实际上抽掉了这条命根子，配置储能作为并网前置条件的要求被取消。储能的客户从"被迫买单的新能源开发商"变成了"精算到小数点后的电力市场"。
现在，储能可以通过参与现货市场的峰谷价差套利、参与辅助服务市场获取调频收入、通过容量电价机制获得保底收益，多种收入来源叠加，商业模型才真正跑得通。广东在2025年12月已经率先让首批发电类虚拟电厂以"报量报价"方式参与现货市场交易，聚合了约3300万千瓦的可交易资源，约占全省风电、光伏总装机容量的40%，为全国性规则出台提供了先行经验。
对新能源企业而言，规则意味着必须学会看价格信号来安排发电计划。文件支持新能源与场站配套储能作为联合报价主体参与现货市场，陕西现货市场的实践已经证明这一点——新能源利用率稳定在93%以上，实现了保供与消纳的双赢。但挑战也同样存在：现货市场的价格波动可能加剧新能源企业的收入不确定性，如何在低价甚至负电价时段减少损失，将成为企业运营能力的试金石。
征求意见稿的公开征求意见期为2026年10月19日至11月18日。如果规则按此落地，2027年起中国电力现货市场将进入全国统一规则下的规范化运营阶段。对于发电企业、储能运营商、虚拟电厂、售电公司和电力用户来说，都需要尽快研究规则变化对自身业务模式的影响，提前做好市场参与准备。毕竟，当电价真