《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司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》）分为“总体要求”“进一步明确现货市场建设要求”“进一步扩大经营主体范围”“统筹做好各类市场机制衔接”“提升电力现货市场运营保障能力”“强化组织保障”等六个模块内容，共十六条。《通知》聚焦长期以来影响电力资源优化配置的体制机制难题，在新形势下提出了适应新型电力系统的电力现货市场建设新要求。具体可以从以下维度理解此文件。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：初卿）
维度一：加快各地电力现货市场建设是适应新型电力系统的客观需要
《通知》进一步明确了电力现货市场是新型电力系统建设的必要条件，各地现货市场不存在要不要建的争议，而存在怎么建的问题。各地如果自身不建设现货市场，也要与周边现货市场联合运营。《通知》致力于加快全国统一市场体系建设，推动构建清洁低碳、安全充裕、供需协同、灵活智能的新型电力系统，有效助力构建新型能源体系。电力现货市场建设是新型电力系统建设不可缺少的部分，只有电力现货市场才能发现电力的时间和空间价值，发现合理的价格信号，实现电力的经济传输及使用。我国以试点开始的电力现货市场建设存在进程不统一、规则标准不一致等问题，在计划模式与市场模式并存、现货运行与未运行地区共存的情况下，无法充分发挥现货市场在更大范围内的价格发现功能，也会出现市场间衔接不畅等问题。因此只有进一步加快电力现货市场建设，才能尽快发现相关问题，促进省间送电进一步优化，促进省内主体充分响应电价信号，才能实现以价格信号引导优化电力资源流动、促进大范围的电力保供，也会促进实现更为灵活的市场化调整机制。如果没有现货电价信号，依托于此的负荷侧响应等相关机制无法找到准确的锚，无法实现高效经济合理的调用，也无法实现更大范围的新能源经济性消纳。因此，脱离电力现货市场的新型电力系统建设是无法达到应有效果的。
维度二：有序实现电力现货市场全覆盖的明确目标
《通知》明确推动符合条件的试点地区转入正式运行，不再按二批试点和非试点的方式提要求，全面无差别推动各地区现货市场建设；明确现货“结算”的重要性，以及各省级试点和南方区域市场现货“结算”试运行的目标任务。电力现货市场建设是推动能源高质量发展的重要举措，是促进价格信号引导的顶峰压谷、削峰填谷的必要手段。当前，面对新型能源体系建设的重大任务，作为全国统一大市场的有机组成部分，以现货全覆盖推动全国统一电力市场体系建设，推动电力资源在更大范围共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，是《通知》提出的明确目标。同时，《通知》提出充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，进一步激发各环节经营主体活力，助力规划建设新型能源体系。具体来说，市场配置电力资源体现在电力规划、市场运营等方面，现货市场的全覆盖会充分形成全时空价格信号，可以发现存量的规划不合理、运营不经济等问题，也会推动基于价格信号的增量电力规划，进一步提升市场运营效率，充分发挥主体自主性，政府只要完善规则、做好监管即可。截止目前，现货第一、二批试点已全部完成结算试运行，部分省份已实现长周期结算试运行；非试点地区已有多个地区开展模拟试运行或调电试运行；省间电力现货市场试运行已逾一年，基本具备转正式运行条件。在现有成果基础上，《通知》提出连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的省/区域、省间现货市场，可按程序转入正式运行。明确福建应完善市场方案设计，真正实现全电量优化，并在2023年底长周期结算试运行；浙江须加快市场建设并在2024年6月前启动现货市场连续结算试运行；四川须加强丰枯期衔接，妥善解决丰枯期竞价主体机制不同的不协同问题。同时，不再明确区分二批试点和非试点，要求辽宁、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；对于其他区域（除西藏外）也明确2023年底前力争具备结算试运行条件。进一步对区域电力市场建设提出新任务，要求南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行，以“真金白银”的结算试运行激发市场创新活力，进一步促进南方市场更快更好的发展；同时坚持118号文“贯彻京津冀协同发展、长三角一体化等国家区域重大战略，鼓励建设相应的区域电力市场”要求，2023年底前要建立长三角电力市场一体化合作机制，力争2024年6月前启动京津冀电力市场模拟试运行。
维度三：推动发用电全面参与现货出清结算
《通知》要求发电用电主体直接参与省间省内交易结算，真正实现权责分明、有序衔接。电力系统像一个蓄水池，发电和用电通过蓄水池实现电力实时平衡，电力现货市场对应着的就是发电和用电均按照现货分时价格结算，阻塞盈余按照相关机制分配，以此构建发用结算平衡、经济关系明确的市场。实质上当下发电和用电都参与了现货市场出清，但只要有发电或用电市场主体没有参与现货结算，就会出现双轨制不平衡资金，如果相关主体以未参与现货市场为由拒绝承担不平衡资金，就会存在相应主体没有承担相关义务的问题。
推动发用侧主体全面参与现货结算可有效解决以上经济责任不明确及不平衡资金问题。一方面，要推动发电侧全面参与现货结算。虽然1439号文推动了燃煤发电的全面入市，系统中仍存在体量巨大且装机规模日益上涨的新能源等其他未参与现货结算电源，这就造成发用侧各时刻按照现货结算电量的不对等，进而产生不平衡资金问题，损害了燃煤发电利益，影响了保供能力。《通知》明确暂未参与现货的新能源发电应公平承担不平衡费用，使山东等地的分布式等各类新能源参与现货市场分摊有了政策依据，使暂未入市电源可以通过承担不平衡费用完成系统责任承担，各地均应按照《通知》要求加快推动新能源发电承担相关不平衡费用；同时要加快放开各类电源参与电力现货市场，特别提出分布式新能源高占比地区应推动其上网电量参与市场；强调由现货试点地区自行制定分步实施方案，实现118号文已明确的2030年新能源全面参与市场交易。要同步推动用户侧直接参与市场交易。实际上，1439号文、809号文印发以来，用户侧已经实现可全面参与现货市场结算（其中代理购电现货结算偏差费用传导至代理购电用户，居民、农业相关损益由全体工商业用户分摊或分享）。《通知》进一步提出电网企业代理购电通过场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价等方式、作为价格接受者参与现货市场出清结算，这也和809号文“电网企业代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务”的要求相一致。按照809号文要求，应持续缩小代理购电范围，推动用户直接参与市场，同时《通知》要求加快开展用户侧参与省间现货交易的相关问题研究，当前送端发电可以直接申报参与省间现货交易，但受端用户尚未直接参与，这就造成省间、省内相关经济责任的不清晰，用户侧的直接参与有望推动这部分经济关系的明确，省间现货直接交易后也有望推动省间中长期交易的进一步放开，主体的充分参与有望真正实现省间送电优化。省间经济关系明确叠加省内发、用侧参与现货结算，有望推动彻底解决不平衡资金问题。
维度四：完善市场机制以适应新能源全面入市
《通知》明确中长期机制的变革是推动新能源全面入市的重点，推动适应新能源的中长期交易机制是降低新能源入市风险的客观需要。从过去几年的实践经验看，不适应新能源参与市场的不是现货机制本身，而是中长期交易机制。《通知》提出中长期不间断交易、放宽年度中长期合同比例要求，给予了新能源充分的灵活调整手段以实现避险需求。一是缩短交易周期，提高交易频次，完善交易品种，给予中长期合同更多的市场化调整手段，并明确现货交易地区，中长期交易需连续运营，并实现执行日前七日（D-7日）至执行日前两日（D-2日）连续不间断交易。在这种要求下，节假日也要实现连续开市，以适应新能源参与市场的需求。二是对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。实际上，更好得促进新能源参与现货交易结算，除了给予其更自由的签约比例和更为灵活的合同调整手段外，可以创新中长期差价合约签约方式，允许新能源以总电量、一口价签约方式，以参考结算点现货均价和中长期合约一口价作差价结算，有效降低新能源的分时随机波动造成的偏差风险。三是明确绿电交易纳入中长期交易范畴，采用相同的市场规则和现货结算规则，进一步促进了市场公平、厘清了相关经济关系。
维度五：推动实现与现货交易有效衔接的辅助服务市场
《通知》指出辅助服务需要与现货做好协调及衔接，进一步明确了其“辅助”定位。辅助服务市场可能影响现货出清优化，两种机制在现货模式下可能出现重复设置，因此需要加强衔接。《通知》要求加强现货与辅助服务有序协调，在交易时序、市场准入等方面做好衔接。当前各试点在日前市场中按照省内现货市场预出清、省间现货市场和区域辅助服务市场正式出清、省内现货市场和辅助服务市场正式出清的时序开展，省间、省内市场运行时序和交易流程严密配合，单一时序延误可能影响后续整个交易流程。因此须进一步做好省间、省内现货市场与区域辅助服务市场的衔接融合。同时应明确辅助服务对于电能量市场的“辅助”作用，电力现货开展后可以充分实现的系统调节功能，不应再开设相应的辅助服务市场。
维度六：完善电力市场价格体系以保障中长期、辅助服务与现货的协同衔接
《通知》规范了现货市场限价新要求，进一步强化了机制间的衔接，更加符合1439号文的相关价格政策。一方面要求现货市场出清价格上限设置应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接。一直以来，我国的需求响应等价格机制与现货限价并不衔接，比如某试点用户削峰价格最高为4.5元/千瓦时，是现货市场价格上限的3倍，在这种情况下实施需求侧响应，以支付高额补偿的形式让用户放弃用电，会产生“谁引起，谁受益”的不合理结果。《通知》将不同的价格信号进行了统一，避免出现不同价格机制导致的市场出清混乱问题。规范价格上限后可有效激励发电顶峰发电、用户削峰用电且不会出现需求响应价格等的不协同导致的过激励或激励不足问题。另一方面提出价格下限设置可参考当地新能源平均变动成本。以新能源考虑补贴后的变动成本设置下限后，下限价格会变为负价，为山东现货负价提供了政策依据，同时这种下限设置办法也是对全国各地的新要求。
同时，《通知》落实燃煤发电“上网侧”中长期交易价格机制，明确中长期限价等应该在发电上网点执行，和1439号文相关要求实现了一致。1439号文限价是基于发电成本的价格浮动机制，实质针对的是发电上网电价，现在各地普遍基于用户侧限价，亟需按照《通知》要求进行修订。同时明确了政府的职能边界，要求不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预，按照现货出清结果和市场规则结算。《通知》提出推动批发市场分时电价信号通过零售合同等方式向终端用户传导，充分调动终端用户侧的灵活资源，促进用电负荷的合理转移，促进更为经济灵活的系统调节。
维度七：持续优化省间与省内市场价格形成机制
《通知》提出加强省内省间衔接，致力于解决长期存在的省间经济责任不明确问题，通过建立省间市场化调整机制或推动省间直接交易、明确经济责任的方式解决省间问题。2023年底前省间电力现货市场具备连续开市能力；推动跨省跨区电力中长期交易频次逐步提高，加强与省间现货协调衔接，探索逐日开市、滚动交易的市场模式，进一步明确了节假日也要连续开市。省间壁垒问题是全国统一电力市场建设面临的关键问题之一。一方面我国长期以来以国家指令性计划与政府间框架协议的省间输送电越来越不能满足高可再生比例的新型电力系统，多地区出现了省间省内价格某些时段的严重倒挂，随着各地区现货交易的全面开展，这种问题会愈发突出，迫切需要以现货价格信号为引导优化省间输送电机制。另一方面省间省内机制衔接不到位，根本原因是发电与用户的省间直接交易比例过低，省间经济责任承担主体不明确，经济关系的不明确也会导致市场机制无法充分实现省间电力资源的优化配置。因此当前扩大省间现货比例及省间中长期直接交易比例，是推动实现经济关系明确的省间交易机制的客观需要。
维度八：探索建立容量补偿机制
《通知》对容量补偿机制的推动也意味着放弃了稀缺定价机制，保障了电能量市场的相对平稳。《通知》要求推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案。随着可再生装机的持续快速增长，煤电等可靠性电源年平均利用小时数持续降低，建立容量补偿机制是保障系统发电容量充裕和调节资源充足的必要手段，是促进高比例可在生的新型电力系统建成的必要支撑。
总体来看，《通知》涉及电力现货市场建设的各方面要求，直面新型电力系统建设亟需解决的各种机制问题，多维度提出市场建设要求。相信随着电力现货市场的进一步发展完善，长期以来困扰市场的省间壁垒问题、不平衡资金问题、各种机制间的衔接问题等均会得到合理解决，最终实现责任明确、衔接有序的电力市场体系，以市场价格信号有效促进更合理的电力规划和市场运营，促进更为经济安全清洁的能源电力生态。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力行业从业者。
