9月15日，国家发改委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》（以下简称《基本规则》）。继征求意见稿发布十个月后，首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则初步落地。

经过意见征集之后，试行版本的《基本规则》有哪些调整？突出了哪些内容？

首先，试行版《基本规则》将市场成员划分前置在总则部分，将市场成员划分为经营主体、电网企业和市场运营机构。同时，将分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等归类为新型经营主体。

调整后，电力现货市场的概念更新为：指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。将参与主体由原先的“市场主体”进一步细分为“经营主体”。

同时，试行版《基本规则》总则部分新增一项条目，指出各省（区、市）/区域结合能源转型需要和市场建设进程，及时制修订电力现货市场运营规则及其配套实施细则，并公开发布。规则制修订应充分发挥电力市场管理委员会作用。

其次，试行版《基本规则》相较征求意见稿更加精简。

对比后发现，除附则及名词解释外，试行版《基本规则》共十二个章节，相较征求意见稿精简3个章节。

其中，试行版《基本规则》将征求意见稿中第五章（现货市场运营）关于发电成本调查、第九章（信用管理）、第十章（信息披露）及第十二章（市场监管）内容删除。

最后，试行版《基本规则》在征求意见稿基础上进行了大量更新及调整。

最明显的部分在于，试行版《基本原则》对电力现货中远期建设任务及辅助服务市场及现货市场衔接这两部分几乎全部更新。

征求意见稿

电力现货市场中远期建设主要任务

（一）进一步完善现货市场机制。扩大新兴市场主体参与交易的范围，缩短日内/实时现货市场交易周期。

（二）健全中长期市场。推进优先发用电计划全面放开，通过政府授权合约等机制实现平稳过渡；进一步完善中长期与现货市场的衔接；探索输电权、电力期货和衍生品等交易。

（三）健全电力辅助服务市场。结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。

试行稿

电力现货市场中远期建设主要任务

（一）持续完善适应新型电力系统的电力市场机制，通过市场时空价格信号实现源网荷储各环节灵活互动、高效衔接，促进保障电力供应安全充裕。

（二）推动制定统一的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等规则体系和技术标准，加强国家市场、省（区、市）/区域电力市场间的相互耦合、有序衔接。

（三）不断推动各类经营主体平等参与市场，扩大新型经营主体参与交易范围，形成平等竞争、自主选择的市场环境。

征求意见稿

辅助服务市场与现货市场衔接

第六十条 现货市场运行地区应约定中长期交易合同曲线或曲线形成方式，曲线或曲线形成方式由市场主体自主协商（含自愿选择典型曲线）或通过集中交易方式确定。

第六十一条 现货市场运行地区中长期合同应约定分时电量、分时价格等，并根据需要确定结算参考点。

第六十二条 现货市场运行地区应提高中长期交易效率，开展分时段的标准化交易，增加交易频次、缩短交易周期，中长期交易应连续组织、连续运营。

第六十三条 跨省跨区交易结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源，分别参与送、受端省/区域内市场出清。省间交易结果作为省间交易电量的结算依据，偏差电量按照省间市场规则进行处理。

试行稿

辅助服务市场与现货市场衔接

第六十四条 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。

第六十五条 现货市场运行期间，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。

第六十六条 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。

此外，试行版《基本规则》细化并调整了多处关于交易机制及价格内容。

其中，在电力现货市场近期建设主要任务中，试行版《基本规则》一如既往提出要推动代理购电用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，但指出，代理购电用户偏差电量按照现货价格结算，并且增加“为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），由全体工商业用户分摊或分享”的内容；

对售电公司及电网企业权利及义务的划定中，同时删除两方“依法依规履行清洁能源消纳责任”的表述，但对电网企业的义务中新增“根据现货市场价格信号反映阻塞情况，加强电网建设”的内容；

对于日前市场集中优化出清及实时市场出清的目标，删除“以发电成本最小”的内容，均替代为“以社会福利最大为目标”；

直接参与交易的用户侧用电价格细化为“由电能量价格、输配电价（含交叉补贴）、上网环节线损费用、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、政府性基金及附加等构成”。

原标题： 电力现货市场“基本法”落地，与征求意见有何异同？