继9月发布《电力现货市场基本规则（试行）》后，国家发改委、国家能源局近日再次发布电力现货市场建设指导文件——《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）（以下简称《通知》），旨在持续推动电力现货市场建设。

业内专家向《中国能源报》记者表示，《通知》主要体现出我国现货市场建设规则的“实”和“新”。“实”表现在为充分发挥市场机制作用，要求依次推动电力现货市场进入实质性运营，逐步允许市场价格向用户侧传导；“新”表现在，为适应新型电力系统建设要求，要逐步推动新能源参与市场交易、鼓励新型主体参与电力市场。与此同时，在扩大现货市场建设范围、推动新能源尽快入市基础上，未来还应着重持续完善现货市场的顶层设计以“查漏补缺”。

现货市场正式运行步伐加快

业内专家均认为，此次《通知》最大的亮点在于明确了进一步加快电力现货市场建设工作的各区域及时间节点。

《通知》推动现货市场转正式运行，明确“各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行”。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年底前开展长周期结算试运行；浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行；四川结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。此外，辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。

“可以看出，《通知》在市场建设安排上体现了整体性和针对性，不仅扩大了现货市场的整体建设范围，且针对性地对各地建设的时间节点进行了明确。为现货市场进入下一阶段的正式运行奠定基础，为我国电力现货市场建设和区域市场建设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。

自2015年新一轮电力电力体制改革以来，我国持续探索电力市场建设，并取得重要进展。

截至目前，全国实现电力现货市场试运行的地区中，南方（以广东起步）、山西、甘肃、蒙西等地已实现常态化运行，其中山西、甘肃等现货市场连续结算试运行已超2年，浙江、上海、江苏等地区均至少开展一次试运行。

此前就有电力行业资深从业人士向记者表示，电力现货试点开展以来，参与现货市场的省区仍然有限。他认为，无现货不市场，因此，推动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体会、更加明白如何建设市场。

“较上一个阶段，《通知》的要求更加务实、接地气，对于推动电力现货市场建设，优化区域市场建设，有较好的促进作用。”电力行业分析人士聂光辉指出，《通知》透露的一个重要信息是，要基于当前电力市场建设现状，边研究边推进，理论与实践相结合。“有问题不怕，重要的是先实施起来，在试运行的实践中化解矛盾和问题，以谋求最终解决电力市场化运营的问题。” 

推动新能源全面参与现货交易

新型电力系统建设对各类电源参与市场和新型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的大趋势，并鼓励新型主体参与电力市场。“《通知》无疑将有利于促进新型电力系统建设，对促进新能源发展、储能发展、用户侧资源利用也将有很大帮助，必将推动新能源、储能、虚拟电厂等产业的发展。”上海电力大学能源电力科创中心常务副主任谢敬东指出。

新能源入市一直是电力市场化建设的关键问题之一。在电力市场中，任何参与交易的主体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，因此，每单位的电力商品要承担平衡责任才能反映出其准确价格，电源若由于出力偏离造成结算层面的不平衡，就要承担不平衡责任。《通知》明确，暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，要与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。

“短期来看，这有助于推动更多新能源发电主体参与到电力现货市场，使出清价格更加真实地反映市场供需关系和电力价值；长期来看，也将为包括更多新能源交易主体的市场机制设计和新能源领域的电源规划决策提供参考。总的来说，就是通过市场化方式引导新能源的合理投资和经济消纳。”孙传旺表示。

聂光辉指出，增加电力市场参与主体、扩大经营主体范围，将通过竞争改变过去电力市场建设过缓的现实，通过市场化手段打破现有电力市场格局。这将有效刺激各方竞争，以便更好发现问题、解决问题。

由于新能源出力存在难以预测性，随着越来越多的新能源参与电力现货市场交易，市场价格波动性可能进一步增加，电力市场亟需进一步提升对高比例新能源的适应性。然而，目前来看，电力市场对新能源的适应性仍有所欠缺，中长期交易机制的灵活性和流动性较差，在运行现货市场的地区难以满足新能源交易需求。“为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，发挥输电权、发电权交易等市场品种作用，降低资源优化配置中的障碍。”谢敬东建议。

未来应持续完善顶层设计

《通知》在统筹各类市场衔接方面，基于电力现货与中长期交易，充分考虑了新能源难以长周期准确预测的特性，适当放宽年度中长期合同签约比例。同时，将绿电交易纳入中长期交易范畴，并强调了市场规则重要性。“可以说，一方面考虑到了新能源发展现状及特性，另一方面又避免了过度宽泛导致新能源成为电力市场建设的‘特例’。”聂光辉说。

在谢敬东看来，“市场衔接”是一个模糊的概念。《通知》要求的市场间衔接是在时序、准入等环节的衔接，是必要的。从市场机制发挥作用的角度来看，不同市场有不同的功能定位，不同市场之间的衔接是市场运营的结果而不是前提。“因此，后续有必要对‘衔接’的概念作进一步的分类解读，避免不同市场功能定位不清的问题。”

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

“在电力系统中，电量和电力扮演着不同的角色：电量以满足电能消耗为要求，承载着民生保障的责任，表现为量大价低的特征；电力以保障供需平衡为要求，承载者电力安全保障的责任，必要时价格可以高企但规模不能太大。谢敬东表示，“做好现货与中长期交易衔接、加强现货交易与辅助服务衔接，就必须在实际市场设计过程中避免电力和电量混合不清的问题，否则将容易造成市场价格机制与风险防范之间的失衡问题，可能引发两个极端后果：一是为防止市场价格风险设置较低的价格上限导致电力供应激励不足；二是为形成有效价格激励导致电力问题电量化，使得整体电价水平过高。”

聂光辉指出，要防范风险，就要在电力市场化改革过程中，持续强化顶层设计，及时发现漏洞，建立各主体参与市场的风险防控反馈机制。

“此外，未来仍需持续完善市场价格机制，综合考虑调节电源顶峰需要、需求侧响应价格以及各地新能源平均变动成本，有序扩大市场出清价格上下限。同时，也要考虑新能源的‘绿色价值’，完善相关的价格机制和补偿机制。探索建立容量补偿机制，加快推动形成‘现货+辅助服务+容量’的电力市场模式。”孙传旺说。

（责编：李茜）