2015年3月15日，中共中央、国务院出台电力体制改革纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），开启了中国新一轮电力体制改革；2017年，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区被选为第一批电力现货市场建设试点；2021年，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等六省市成为第二批电力现货试点市场。
在电力体制改革八年之际，《电力现货市场基本规则》（简称“基本规则”）出台，对我国电力现货市场建设提出总体要求和具体措施，规范电力现货市场的运营和管理工作，推动新能源、新兴业态等新型市场主体参与市场，提高市场资源配置效率，促进电力现货市场全国性推广，推动电力市场化改革进程。
新能源参与市场的危与机
《基本规则》的出台加快了新能源入市的步伐，对于新能源企业来说，积极参与现货市场交易有助于促进自身业务发展，但同时需要关注现货市场规则变化所带来的危与机。
推进新能源参与市场
《基本规则》在现货市场建设路径中明确“稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接”，为新能源参与市场奠定了总体基调，同时在市场设计和规则制定方面针对新能源做出了基本要求，促进各省在推进新能源入市的同时为这一特殊的电源进行规则的调整。但《基本规则》仅是顶层设计的框架性规则，在新能源入市方面也仅是方向性的指引，各省的政策及市场设计调整方向和方式仍需要进一步的国家级政策文件进行指导。
新能源消纳与成本回收能力存在冲突
《基本规则》在现货市场建设目标中明确“促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型”，推动通过参与现货市场的方式，减少新能源弃电率，促进新能源消纳。
新能源消纳成本通过市场化形式向现货市场转移，必将导致电价较目前的标杆电价进行大幅度让利。目前，多数新能源场站仍为存量场站，拥有较高的补贴电价，能够保证新能源的成本回收。但近几年，国家政策性补贴减少，新建新能源场站均为平价场站，不再具备足够的固定成本回收能力。随着新能源占比的快速增加，现货市场将存在较长时间的零电价或低电价风险，尤其是光伏集中发电的午间时段，电价将大幅降低，降低新能源企业的成本回收能力，同时削弱发电主体的发电积极性，影响各省省内电力市场的稳定运行。
为激励新能源发电主体参与市场的积极性，需从规则层面保证其成本回收能力。在现货市场内，应按照《基本规则》的指引，“市场限价应与市场建设相适应，并加强不同交易品种市场限价的协同”，“未建立容量成本回收机制的地区，市场限价应考虑机组固定成本回收”。在现货市场外，一方面，按照《基本规则》的指引，探索建立市场化容量补偿机制，并在具备条件时探索建立容量市场，为各类市场主体提供稳定的成本回收机制；另一方面，通过碳市场、绿证市场等外部市场，体现新能源绿色环境价值，保证新能源价值得到充分体现。未来，新能源行业参与电力现货市场，在获得稳定的收入来源后，将促进其参与市场交易的积极性，激励新能源及其配套设施的投资，为我国的清洁能源产业发展作贡献。
辅助服务分摊费用仍将显著影响新能源收入
目前，辅助服务分摊费用为新能源场站主要的费用支出，尤其是调峰辅助服务，在新能源企业成本中占比较大，且该服务费用大部分为新能源企业分摊，对新能源造成较大的经营负担。《基本规则》在辅助服务衔接中明确“已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种”，从顶层设计层面确定了调峰辅助服务将在现货市场启动后取消，通过现货市场的价格信号体现市场供需情况。
在现货市场启动后，仍存在调频、备用辅助服务市场，《基本规则》规定“现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；具备条件时，调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清”，这部分辅助服务费用将在现货市场的低电价基础上，进一步削弱新能源的成本回收能力。《基本规则》中仅规定“现货市场运行地区，辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担”，仅在基本框架上指明了用户侧需分摊辅助服务费用，但未明确其分摊原则，仅提及“公平合理原则”，给予了各省较大规则自主权，后续需进一步完善国家级分摊原则。
发用两侧新业态发展探索
《基本规则》明确支持发用两侧新业态参与现货市场，对发用两侧新兴业态来说，现货市场将加速行业的探索和发展，反过来新兴业态也将促进市场更好地发挥能源时空价值。
正式认证新型市场主体身份
《基本规则》总则中明确了发用两侧新业态在电力市场中的市场经营主体身份，其中包括“分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等”，从顶层设计上明确了新型主体参与现货市场，为现货市场乃至整个电力市场带来了更大的多样性，也为整个电力系统带来更多发用两侧稳定性。
政策支持加速新业态发展
《基本规则》在建设路径的“电力现货市场近期建设主要任务”中要求“推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新兴经营主体参与交易”，这意味着，国家层面政策已经开始重视并支持发用两侧的新兴业态，并积极推动其参与现货市场。目前，我国储能、负荷聚合商、虚拟电厂等行业尚未形成稳定的收益模式，随着电力现货市场建设的加速，及后续储能、虚拟电厂、分布式发电等细分领域的详细规则文件的加速出台，将提升新兴业态的市场活跃度，拓展各行业的盈利空间，进而加速新主体对新商业模式的探索，催化能源新业态发展。
充分凸显和发挥能源的时空价值
电价作为能源市场主体盈利能力的核心要素，而电力市场建设为发电侧和用电侧提供了明确的价格信号，使能源的时空价值日益凸显。随着电力市场化改革加速，能源新业态探索持续推进，电力市场参与主体将更加多样化、复杂化，能源的时空价值逐渐得到更好地发挥。例如，虚拟电厂是全国统一电力市场的重要主体，但目前我国虚拟电厂收入来源主要为参与需求响应获得补贴，盈利模式较为单一，市场发展空间有限。随着现货市场的发展，虚拟电厂运营商可逐步通过参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场等多种方式获取收益，拓展虚拟电厂的盈利空间。同时，价差大幅度浮动带来的较大收益可激励更多负荷侧用户加入虚拟电厂，刺激产业加速发展和商业化落地。
总之，电力现货市场建设是我国电力市场化改革的重要内容，是“十四五”期间深化电力体制改革的重要任务。《基本规则》对我国电力现货市场建设提出了总体要求和具体措施，有助于规范市场运行，保障电力安全可靠供应，提高资源配置效率，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。
