近日，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）》（以下简称《征求意见稿》），对2023版试行规则进行全面修订，为全国统一电力市场搭建基础制度框架。其中，绿电直连项目被明确纳入“新型经营主体”范畴，与发电企业、售电公司、电力用户并列，成为电力现货市场的法定参与成员。

博众智合能源转型电力与电气化项目主任尹明在接受《中国能源报》记者采访时表示：“《征求意见稿》是电力现货市场的‘基本法’，适用于全国范围内电力现货市场的注册、交易、计量、结算、信息披露和监督管理。此前，绿电直连的定位是由两个政策规范性文件确定的政策支持性项目，此次绿电直连从政策支持的对象变为电力市场的法定主体，与发电企业、售电公司、电力用户并列。这意味着绿电直连不再是边试边看的地方探索，而是全国统一电力市场体系中具有制度保障的标准业态，各地不得通过行政手段排斥或变相限制直连项目参与市场。”

明确进入市场路径

绿电直连项目的绿色价值有了市场化兑现通道。

“《征求意见稿》明确了绿电直连的注册路径、参与方式、计量结算以及调度关系，让绿电直连进入现货市场有据可依。同时，通过现货价格信号引导源荷匹配，自发自用比例、储能配置、负荷调节能力的经济价值都可以被量化。这为消纳受限的新能源项目提供了制度化的出路。”尹明指出。

“将绿电直连纳入新型经营主体，大幅降低项目主体注册、交易、结算的合规不确定性，提振了产业投资信心。对项目落地而言，规则明确了绿电直连作为独立市场成员参与现货的路径，有利于源荷储一体化项目、零碳园区、算电协同项目加快落地。”国能日新科技股份有限公司市场高级副总裁赵博告诉《中国能源报》记者。

不少提前布局绿电直连模式的企业已显露意向。“这次修订对绿电直连项目而言意义重大，破除了绿电直连项目从投资端到消费端的政策壁垒，打通了收益链路，可增加项目投资收益率。在电站项目开发方面，进一步提升企业的投资意愿。”英利能源相关负责人向记者透露。

一体化谋划也提上日程。“绿电直连项目既要实现源荷在物理上的连接，也要解决新能源出力与生产用电在时间上的匹配。项目参与现货市场后，企业需要在规划建设阶段统筹考虑新能源和负荷预测、储能配置、生产安排及交易策略，优化内部消纳与外部购售电安排，提升项目全生命周期的运行效率和经济性。”华赛能源战略总监王康向《中国能源报》记者说。

“除绿电直连项目的市场身份进一步明确外，我们也关注到《征求意见稿》支持新能源与场站内配套储能联合报价参与现货市场。”思格新能源全球销售副总裁、中国区总经理马锐告诉《中国能源报》记者，“这有助于发挥光储协同优势，通过储能调节新能源出力、响应市场价格信号，提升项目的运行效率和市场适应能力。”

同时，山东大学电气工程学院副教授王孟夏在接受《中国能源报》记者采访时也指出，市场地位明确后，还将有力推动后续接网、调度、计量和结算配套规则的完善。

多项规则革新

除绿电直连外，用户侧主体的市场地位也得到实质性提升。“《征求意见稿》加快推进发用两侧经营主体全面报量报价；可靠性机组组合环节，D-1日已确定调用的机组调整后报价不得高于原申报价，禁止了利用必开地位抬价的套利空间；明确因用户侧结算点与发电侧结算点不同而产生的阻塞费用，原则上分配给用户侧主体，首次清晰了阻塞成本的分担。”尹明说。

价格机制方面，尹明指出，2023版规则是“可根据电网结构和阻塞等情况选择节点、分区或系统边际电价”，截至今年9月底，仍有数个省级电力市场采用分区和系统电价。《征求意见稿》明确“原则上采用节点边际电价出清机制，形成真实反映电力时空价值的市场价格信号”。节点边际电价（LMP）成为原则性要求。

在参与方式上，推进发用两侧报量报价，支持新能源与场站内配套储能联合参与。“山东2026年4月修订的市场规则明确要求，新能源场站及其配建储能，在市场申报、出清、调度和运行全过程中作为一个整体参与，使新能源出力与储能调节从交易申报到实际运行保持衔接。结算上，逐步由差量转向差价结算，理顺中长期合同与现货结算关系。同时完善保障安全运行所需的机组成本补偿，明确必要保供成本的处理依据。”王孟夏说。

尤其值得注意的是，结算方式从差量结算向差价结算转变。尹明指出，这是对中长期与现货衔接的重大调整，差价结算（合约电费按合约价与参考点现货价差结算）更有利于中长期合同的金融避险属性，也与国际主流模式接轨。

另外，本次《征求意见稿》首次写入“任何单位和个人不得实施地方保护、市场分割、区域壁垒等妨碍全国统一电力市场体系和公平竞争的政策”，电力现货市场基本规则的强制性进一步深化。

尹明指出，这是对省间壁垒、优先发电权变通、地方优惠电价等问题的正面回应，也预示着中央与地方在市场规则制定权上的博弈将有更明确的裁断依据。

做好各机制间衔接

“规则越清晰、透明、可执行，企业就越能形成稳定预期，推动具备条件的项目有序落地。”马锐则表示，“例如，项目内部的发电、用电和储能充放电如何计量，与公共电网交换的电量如何结算，中长期合同与现货交易如何衔接，以及预测偏差、调度执行等责任如何界定。这些安排直接影响系统设计、运行策略和投资收益测算，期待后续在统一规则框架下，进一步细化。”

同时，天合富家电力交易负责人吴莹向《中国能源报》记者指出，绿电直连电量对应绿证归属、是否可单独交易、能否用于外向型企业减排也需要企业在实际操作前明确清楚。“建议绿电直连落实‘证随电走’。若‘自发自用+余电上网’，绿证原则上归项目业主；若签购电协议把绿电卖给园区企业，绿证可随合同转让。绿证和电能量可分离交易，但企业要做‘证电分离台账’，避免同一度电卖绿电又卖绿证造成双计。”

尹明认为，未来要形成一个更加合理的价格形成体系，让保供、稳电价、消纳新能源这三重目标更加协同。“要推动容量补偿机制向容量市场演进，让容量成本回收和稀缺定价来落实保供责任，减少行政限价或计划电量兜底；持续完善中长期市场的避险功能，全面推开差价结算模式，电价稳定的重心应从‘管住现货价格’转向‘为用户提供足够的价格避险工具’；同时依靠节点电价、灵活性资源市场化解决新能源消纳难题。新能源消纳的可持续路径不是保障性收购，而是让消纳困难时段的低价反向激励储能、可调节负荷和直连项目的自平衡。”

王孟夏建议，后续应优先细化绿电直连等新型主体的报价、上下网结算、偏差责任和保供费用安排，把基本规则转化为可执行的地方细则。

审核：张子瑞