发改委、国家能源局再次发布电力现货市场建设指导文件

继9月发布《电力现货市场基本规则（试行）》后，国家发展改革委、国家能源局近日又发布了电力现货市场建设的指导性文件——《关于电力现货市场建设的通知》。 《关于进一步加快电力现货市场建设的通知》（发改办修改〔2023〕813号）（以下简称《通知》）旨在继续推进电力现货市场建设。

业内专家告诉记者，《通知》主要体现了我国现货市场建设的“实”、“新”规则。 “实”是指为了充分发挥市场机制的作用，需要逐步推动电力现货市场进入实质性运行，逐步让市场价格传导到用户侧； “新”是指为了适应新型电力体系建设的要求，要逐步推动新能源参与市场交易，鼓励新主体参与电力市场。 同时，在扩大现货市场建设范围、推动新能源尽快入市的基础上，未来还应着力继续完善现货市场顶层设计。现货市场要“查漏补缺”。

现货市场正式运行正在加速

业内专家认为，该通知的最大亮点在于明确了进一步加快电力现货市场建设的区域和时间节点。

《通知》推动现货市场正式运行，明确“各省（地区）或省际间现货市场连续运行一年以上，根据市场出清结果安排生产和结算，可以按程序转入正式运营。” 在扩大现货市场建设方面，要求福建尽快完善市场方案设计，2023年底前启动长周期结算试运行； 浙江加快市场对接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行； 四川立足实际，不断探索适应高速发展。 比例水电的旺季和枯水期与市场模式和市场机制有关。 此外，辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争2023年底前启动长周期结算试点。

可见，《通知》体现了市场建设安排的完整性和针对性，不仅扩大了现货市场的整体建设范围，还具体明确了各地建设的时间节点，为市场建设提供了保障。下一步，现货市场进入下一阶段。一期工程的正式运行，为我国电力现货市场建设和区域市场建设奠定了基础，并提供了时间表和路线图。 厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺表示。

2015年新一轮电力体制改革以来，我国持续探索电力市场建设并取得重要进展。

截至目前，全国已实施电力现货市场试运行的地区中，南方（以广东为首）、山西、甘肃、内蒙古西部等地已实现正常运行。 其中，山西、甘肃等地现货市场已连续结算试运行2年多。 其中，浙江、上海、江苏等地区已开展至少一项试运营。

此前，电力行业资深从业者告诉记者，电力现货试点启动以来，参与现货市场的省份和地区仍然有限。 他认为，没有现货就没有市场。 因此，推进电力现货市场建设最关键的一步是扩大范围。 只有进入市场，才能深刻理解、更好地理解如何打造市场。

“与前一阶段相比，《通知》的要求更加务实、接地气，对于促进电力现货市场建设、优化区域市场建设有更好的作用。” 电力行业分析师聂光辉指出，《通知》透露出的一个重要信息是，要立足当前电力市场建设现状，开展研究推进，理论与实践相结合。 “有问题不要怕，重要的是先落实好，解决试运行实践中的矛盾和问题，最终解决电力市场运行问题。”

推动新能源全面参与现货交易

新型电力体系建设对各类电源参与市场、新主体参与市场提出了新要求。 《通知》再次强调新能源全面参与现货市场是大势所趋，鼓励新主体参与电力市场。 《通知》无疑有助于推动新型电力体系建设，对推动新能源发展、储能发展、用户侧资源利用等方面也有很大帮助，必将促进新能源的发展。能源、储能、虚拟电厂等行业。” 上海电力大学能源电力科技创新中心常务副主任谢敬东指出。

新能源进入市场一直是电力市场建设的关键问题之一。 在电力市场中，任何主体参与交易都会影响电力系统的整体平衡。 记者了解到，由于电力商品无法“大规模储存”的特性，每个单位的电力商品必须承担平衡责任，以反映其准确的价格。 如果供电单位因出力偏差造成结算水平不平衡，则必须承担不平衡责任。 平衡责任。 《通知》明确，本地区尚未参与现货市场的新能源发电主体，必须与其他运营主体按照市场规则公平承担相应的不平衡成本。

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“短期来看，这将有助于推动更多新能源发电主体参与电力现货市场，使出清电价更加真实地反映市场供需关系和电力价值； 从长远来看，还将包括更多的新能源交易。 为新能源领域主体市场机制设计和供电规划决策提供参考。 总的来讲就是通过市场化的方式引导新能源的合理投资和经济消费。”孙传旺说。

聂光辉指出，增加电力市场参与者数量、扩大经营主体范围，将改变以往通过竞争方式建设电力市场缓慢的现实，通过市场化手段打破现有电力市场格局。 这将有效激发各方竞争，更好地发现问题、解决问题。

由于新能源产量的不可预测性，随着越来越多的新能源参与电力现货市场交易，市场价格波动可能进一步加大。 电力市场亟待进一步提高对高比例新能源的适应能力。 但目前电力市场对新能源的适应性还存在不足。 中长期交易机制灵活性和流动性较差，难以满足经营现货市场的地区新能源交易需求。 “为了增加电力现货市场的流动性，需要进一步打通不同市场之间的壁垒，充分发挥输电权、发电权交易等市场品种的作用，减少电力现货市场流动性障碍。资源的优化配置。” 谢敬东提议道。

未来顶层设计应继续完善

在协调各市场对接方面，《通知》充分考虑基于电力现货和中长期交易的新能源长期准确预测难度，适当放宽年度中长期交易比例。签订长期合同。 同时，将绿色电力交易纳入中长期交易范围，强调市场规则的重要性。 “可以说，一方面考虑到了新能源的发展现状和特点，另一方面也避免了过于宽泛，导致新能源成为建设中的‘特例’。电力市场。” 聂光辉说道。

在谢敬东看来，“市场对接”是一个模糊的概念。 《通知》要求的市场之间的互联互通，是时机、准入等方面的互联互通，这是必要的。 从市场机制的作用来看，不同的市场有不同的功能定位，不同市场之间的联系是市场运作的结果而不是前提。 “因此，未来有必要对‘互联互通’的概念进行进一步分类和解读，避免出现不同市场功能定位不明确的问题。”

多位受访者指出，《通知》发布后，电力市场化竞争或将加剧，经营风险将进一步凸显。

“在电力系统中，电和电扮演着不同的角色：电是满足电能消耗的要求，承担着保障民生的责任，其特点是量大、价格低； 电力需要保证供需平衡，并承担电力安全保障的责任，必要时电价可以高，但规模不能太大。 谢敬东表示，“要保证现货与中长期交易的衔接，加强现货交易与辅助服务的衔接，在实际市场设计过程中必须避免电电混用。否则，很容易造成市场价格机制与风险防范之间的失衡，从而可能导致两种极端后果：一是为防范市场价格风险而设定较低的电价上限，导致供电动力不足；二是为防范市场价格风险而设定较低的电价上限。防范市场价格风险导致供电激励不足；形成有效的价格激励导致用电问题减少，使得整体电价水平过高。”

聂光辉指出，防范风险，要继续加强电力市场改革过程中的顶层设计，及时发现漏洞，建立市场各参与主体的风险防控反馈机制。

此外，未来仍需继续完善市场价格机制，综合考虑各地调峰供电、需求侧应对电价和新能源平均可变成本的需要，有序扩大市场出清价格上下限，同时还要考虑“绿色价值”，完善相关价格机制和补偿机制，探索建立产能补偿机制，加快推进形成‘现货+辅助服务+容量’的电力市场模式。” 孙传旺说道。