近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》(以下簡稱《通知》)。

該文件是自7月11日，中央深改委會議審議通過《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》(下稱《指導意見》)、9月的《電力現貨市場基本規則(試行)》之后，最具影響力、重要意義的國家級電改指導文件。

(來源：微信公眾號“能源新媒” 作者：武魏楠)

在本文中，《能源》雜志在采訪多位電力行業專家之后，將從多個角度解讀《通知》相關內容，深刻分析《通知》對電力體制改革和電力市場化建設帶來的推進意義。

1，明確時間表

在總體要求之后，《通知》首先明確了“現貨市場建設要求”，其中對各地擴大電力現貨市場建設的省間進行了詳細規定。

令人驚訝的是，作為首批電力現貨市場試點省份，福建省甚至還沒有開展長周期結算試運行。《通知》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。

而另一個首批試點省份、同時也是備受關注的浙江，則是被要求加快市場銜接2024年6月前啟動現貨市場連續結算試運行。據《能源》雜志獲悉，浙江省有可能在2023年底重新開啟現貨市場。

第一批電力現貨試點省份過去幾年的經歷十分波折。有的省份摸索前行，已經迭代了多個版本的現貨規則;而有的省份則幾乎是原地踏步。這樣的現象顯然不是改革與試點的初衷。因此《通知》將時間表放在了比較靠前的位置上，也顯示出政策對各地推進電力現貨市場建設的重視。

除了福建、浙江，《通知》還提出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。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。其他地區(除西藏外)加快 推進市場建設，力爭在2023年底前具備結算試運行條件。鼓勵本地平衡較困難的地區探索與周邊現貨市場聯合運行。

2，新能源入市迫在眉睫

新能源入市一直是電力市場化建設過程中的關鍵問題之一。從推動新能源入市最為積極的山東省來看，這背后涉及到復雜的利益問題。

據《能源》雜志獲悉，部分山東新能源企業一直在持續游說政府，以“入市后擴損”等經濟方面的理由，希望推遲或不再入市交易。

其背后的核心問題在于，基于目前山東典型用電負荷曲線和現貨電價曲線，光伏大發時間段往往價格偏低。因此新能源企業得出了“入市即虧損”的結論。

“實際結論沒有那么簡短。”熟悉山東電力市場的相關人士告訴《能源》雜志記者，“在新能源普遍配儲的情況下，風電、光伏參與市場交易與現在相比，盈利變化是個未知數，而不是絕對的損失。”

《通知》對新能源入市的問題也有了清晰的判斷。“按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。暫未參與所在地區現貨市場的新能源發電主體，應視為價格接受者參與電力現貨市場出清，可按原有價格機制進行結算，但須按照規則進行信息披露，并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。”

除了新能源發電，儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體進入市場的時間可能也不遠了。《通知》規定通過市場化方式形成分時價格信號，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。

新型主體入市涉及市場主體定位、價格出清、接受調度服務補償等多重問題。盡管如此，我們依然不能忽略新型市場主體在保障系統安全方面能夠發揮出的重要作用。

3，更完善的中長期交易

目前我國電力市場基本遵循“中長期+現貨”的模式。

不過一直以來，我們的中長期交易都存在不夠靈活、周期太長、頻率太低、品種太少等問題。《通知》此次提出優化中長期合同市場化調整機制，縮短交易周期，提高交易頻次，完善交易品種，推動中長期與現貨交易更好統籌銜接。

對于某些地區曾強制要求新能源簽訂不合理中長期合約的情況，《通知》也指出考慮新能源難以長周期準確 預測的特性，為更好地適應新能源參與現貨市場需求，研究對新能源占比較高的省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例。

此外，開展現貨交易地區，中長期交易需連續運營，并實現執行日前七日(D-7日)至執行日前兩日(D-2日)連續不間斷交易。這意味著中長期交易合約會有更強的靈活性，市場流動性也會大大增強。對于市場主體來說，無論是套期保值、合理套利還是規避風險，都有了更多選擇。

4，更精準的價格

價格永遠是電力市場化中最為關鍵、核心的問題。《通知》提出完善電力市場價格體系，這其中包括了4個方面的內容：

(1)現貨試點地區要加強中長期、輔助服務與現貨、省間與省內市場在價格形成機制方面的協同銜接。在過去兩年里，我們經歷了多次外來電和省內市場不協調的問題之后，這一問題放在價格體系的第一點，就顯得尤為重要。實際上在“明確現貨市場建設要求”的章節中，《通知》已經提出了要加快區域電力市場建設，持續優化省間交易機制的問題。這與價格形成機制之間的關系十分緊密。某種意義上來說，《通知》的相關表述說明，下一階段電改和電力市場化建設都必須強化市場對價格形成的主導作用。

(2)各地現貨市場出清價格上限設置應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接，價格下限設置可參考當地新能源平均變動成本。這大概率是基于過去兩年里部分地區電力供給短缺造成的相關影響得出的經驗。上限的設置保證了調節電源(主要是火電)充足的發電意愿。價格下限參考新能源平均變動成本的設定，讓我們拭目以待。

(3)嚴格落實燃煤發電上網側中長期交易價格機制，不得組織專場交易，減少結算環節的行政干預。政府過多干預市場大概是近年來電力市場化建設中最為業內詬病的一點了。我們應該充分理解地方政府對于市場結算干預的出發點。不過從維護市場權威、遵守契約精神、保護政府公信力的角度出發，《通知》的這一點規定還是值得稱道的。

(4)推動批發市場分時電價信號通過零售合同等方式向終端用戶傳導，引導用戶優化用電行為。實際上，批發市場與零售市場是兩個完全不同的市場。所以以前的那些差價模式，都并不合理。在現貨市場模式下，售電公司一方面要在批發市場獲得最優解，同時也要給用戶提出最具競爭力的電價套餐，最大化利用自己的用戶負荷。屬于售電公司的挑戰真的要來了。

5，再提容量電價

煤電的容量電價政策絕對是今年的行業焦點。目前單獨的容量電價政策正在征求意見，預計年內可能出臺。而《通知》也明確探索建立容量補償機制。推動開展各類可靠性電源成本回收測算工作，煤電等可靠性電源年平均利用小時數較低的地區可結合測算情況，盡快明確建立容量補償機制時間節點計劃和方案，探索實現可靠性電源容量價值的合理補償。