日前，国家能源局综合司就《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》公开征求意见。文件明确了电力现货市场建设主要任务，也就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营等作出细则性规定。

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具体来看，《基本规则》明确提出，电力现货市场近期建设主要任务包括：

做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接；稳妥有序推动新能源参与电力市场；推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易；各地按照国家要求，结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制等。

电力现货市场中远期建设主要任务包括：

进一步完善现货市场机制；健全中长期市场；健全电力辅助服务市场；推动省/区域市场逐步融合，向全国统一电力市场体系过渡等。

分析师指出，《基本规则》进一步为电力市场建设提供了指导，并规范电力现货市场的运营和管理。

另一方面，两份文件也释放出对新兴市场主体的支持信号。

正如前文所述，《基本规则》明确要“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”；同时，《监管办法》提出，储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。

华西证券预计，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有望加速出台，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。

回顾今年以来的政策文件，电力市场化改革的进程正逐步加速。

2022年1月，国家发改委、国家能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成；

6月7日，发改委、国家能源局发布关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知；

2022年7月，南方区域率先启动全国统一电力市场体系试运行，并达成南方区域首次跨省现货交易。

电力现货市场是价格形成的关键所在，机构认为，其可推动价格发现，增大浮动价差。以蒙西为例，现货市场试运行后，发电侧现货出清均价最高达到1.71元/千瓦时，日最大峰谷价差达到1.505元/千瓦时。

进一步地，报告显示，电价作为能源市场主体盈利能力的核心要素，可激励促进市场主体发展，推动新业态探索。

此前，已有政策提出推进新能源参与电力市场交易，并开展绿色电力交易等。当时分析师已指出，电力市场建设为发电侧和用电侧提供了明确价格信号，能源IT价值凸显。华西证券11月26日报告也指出，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IT市场天花板有望进一步打开。

而对于虚拟电厂来说，价差浮动可激励更多负荷侧用户加入虚拟电厂，还能打开虚拟电厂的盈利空间，刺激产业加速。开源证券认为，虚拟电厂是全国统一电力市场的重要主体，有望受益政策催化加速商业化落地。

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