繼9月發布《電力現貨市場基本規則（試行）》后，國家發改委、國家能源局近日再次發布電力現貨市場建設指導文件——《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改〔2023〕813號）（以下簡稱《通知》），旨在持續推動電力現貨市場建設。
業內專家向《中國能源報》記者表示，《通知》主要體現出我國現貨市場建設規則的“實”和“新”。“實”表現在為充分發揮市場機制作用，要求依次推動電力現貨市場進入實質性運營，逐步允許市場價格向用戶側傳導；“新”表現在，為適應新型電力系統建設要求，要逐步推動新能源參與市場交易、鼓勵新型主體參與電力市場。與此同時，在擴大現貨市場建設范圍、推動新能源盡快入市基礎上，未來還應著重持續完善現貨市場的頂層設計以“查漏補缺”。
現貨市場正式運行步伐加快
業內專家均認為，此次《通知》最大的亮點在于明確了進一步加快電力現貨市場建設工作的各區域及時間節點。
《通知》推動現貨市場轉正式運行，明確“各省/區域、省間現貨市場連續運行一年以上，并依據市場出清結果進行調度生產和結算的，可按程序轉入正式運行”。在擴大現貨市場建設方面，要求福建盡快完善市場方案設計，2023年底前開展長周期結算試運行；浙江加快市場銜接，2024年6月前啟動現貨市場連續結算試運行；四川結合實際持續探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。此外，遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北、河北南網、江西、陜西等力爭在2023年底前開展長周期結算試運行。
“可以看出，《通知》在市場建設安排上體現了整體性和針對性，不僅擴大了現貨市場的整體建設范圍，且針對性地對各地建設的時間節點進行了明確。為現貨市場進入下一階段的正式運行奠定基礎，為我國電力現貨市場建設和區域市場建設提供了時間表和路線圖。”廈門大學中國能源經濟研究中心教授孫傳旺表示。
自2015年新一輪電力電力體制改革以來，我國持續探索電力市場建設，并取得重要進展。
截至目前，全國實現電力現貨市場試運行的地區中，南方（以廣東起步）、山西、甘肅、蒙西等地已實現常態化運行，其中山西、甘肅等現貨市場連續結算試運行已超2年，浙江、上海、江蘇等地區均至少開展一次試運行。
此前就有電力行業資深從業人士向記者表示，電力現貨試點開展以來，參與現貨市場的省區仍然有限。他認為，無現貨不市場，因此，推動電力現貨市場建設最關鍵的一步是擴大范圍，只有進入市場才能深刻體會、更加明白如何建設市場。
“較上一個階段，《通知》的要求更加務實、接地氣，對于推動電力現貨市場建設，優化區域市場建設，有較好的促進作用。”電力行業分析人士聶光輝指出，《通知》透露的一個重要信息是，要基于當前電力市場建設現狀，邊研究邊推進，理論與實踐相結合。“有問題不怕，重要的是先實施起來，在試運行的實踐中化解矛盾和問題，以謀求最終解決電力市場化運營的問題。”
推動新能源全面參與現貨交易
新型電力系統建設對各類電源參與市場和新型主體參與市場提出了新要求。《通知》再次強調新能源全面參與現貨市場的大趨勢，并鼓勵新型主體參與電力市場。“《通知》無疑將有利于促進新型電力系統建設，對促進新能源發展、儲能發展、用戶側資源利用也將有很大幫助，必將推動新能源、儲能、虛擬電廠等產業的發展。”上海電力大學能源電力科創中心常務副主任謝敬東指出。
新能源入市一直是電力市場化建設的關鍵問題之一。在電力市場中，任何參與交易的主體都會影響電力系統的整體平衡。記者了解到，由于電力商品無法“大規模儲存”的特性，因此，每單位的電力商品要承擔平衡責任才能反映出其準確價格，電源若由于出力偏離造成結算層面的不平衡，就要承擔不平衡責任。《通知》明確，暫未參與所在地區現貨市場的新能源發電主體，要與其他經營主體共同按市場規則公平承擔相應的不平衡費用。
“短期來看，這有助于推動更多新能源發電主體參與到電力現貨市場，使出清價格更加真實地反映市場供需關系和電力價值；長期來看，也將為包括更多新能源交易主體的市場機制設計和新能源領域的電源規劃決策提供參考。總的來說，就是通過市場化方式引導新能源的合理投資和經濟消納。”孫傳旺表示。
聶光輝指出，增加電力市場參與主體、擴大經營主體范圍，將通過競爭改變過去電力市場建設過緩的現實，通過市場化手段打破現有電力市場格局。這將有效刺激各方競爭，以便更好發現問題、解決問題。
由于新能源出力存在難以預測性，隨著越來越多的新能源參與電力現貨市場交易，市場價格波動性可能進一步增加，電力市場亟需進一步提升對高比例新能源的適應性。然而，目前來看，電力市場對新能源的適應性仍有所欠缺，中長期交易機制的靈活性和流動性較差，在運行現貨市場的地區難以滿足新能源交易需求。“為增加電力現貨市場的流動性，需要進一步打通不同市場之間的壁壘，發揮輸電權、發電權交易等市場品種作用，降低資源優化配置中的障礙。”謝敬東建議。
未來應持續完善頂層設計
《通知》在統籌各類市場銜接方面，基于電力現貨與中長期交易，充分考慮了新能源難以長周期準確預測的特性，適當放寬年度中長期合同簽約比例。同時，將綠電交易納入中長期交易范疇，并強調了市場規則重要性。“可以說，一方面考慮到了新能源發展現狀及特性，另一方面又避免了過度寬泛導致新能源成為電力市場建設的‘特例’。”聶光輝說。
在謝敬東看來，“市場銜接”是一個模糊的概念。《通知》要求的市場間銜接是在時序、準入等環節的銜接，是必要的。從市場機制發揮作用的角度來看，不同市場有不同的功能定位，不同市場之間的銜接是市場運營的結果而不是前提。“因此，后續有必要對‘銜接’的概念作進一步的分類解讀，避免不同市場功能定位不清的問題。”
多位受訪者指出，《通知》出臺后，電力市場化競爭或將加劇，運營風險將進一步凸顯。
“在電力系統中，電量和電力扮演著不同的角色：電量以滿足電能消耗為要求，承載著民生保障的責任，表現為量大價低的特征；電力以保障供需平衡為要求，承載者電力安全保障的責任，必要時價格可以高企但規模不能太大。謝敬東表示，“做好現貨與中長期交易銜接、加強現貨交易與輔助服務銜接，就必須在實際市場設計過程中避免電力和電量混合不清的問題，否則將容易造成市場價格機制與風險防范之間的失衡問題，可能引發兩個極端后果：一是為防止市場價格風險設置較低的價格上限導致電力供應激勵不足；二是為形成有效價格激勵導致電力問題電量化，使得整體電價水平過高。”
聶光輝指出，要防范風險，就要在電力市場化改革過程中，持續強化頂層設計，及時發現漏洞，建立各主體參與市場的風險防控反饋機制。
“此外，未來仍需持續完善市場價格機制，綜合考慮調節電源頂峰需要、需求側響應價格以及各地新能源平均變動成本，有序擴大市場出清價格上下限。同時，也要考慮新能源的‘綠色價值’，完善相關的價格機制和補償機制。探索建立容量補償機制，加快推動形成‘現貨+輔助服務+容量’的電力市場模式。”孫傳旺說。
