近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》）。
该文件是自7月11日，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（下称《指导意见》）、9月的《电力现货市场基本规则（试行）》之后，最具影响力、重要意义的国家级电改指导文件。
（来源：微信公众号“能源新媒” 作者：武魏楠）
在本文中，《能源》杂志在采访多位电力行业专家之后，将从多个角度解读《通知》相关内容，深刻分析《通知》对电力体制改革和电力市场化建设带来的推进意义。
1，明确时间表
在总体要求之后，《通知》首先明确了“现货市场建设要求”，其中对各地扩大电力现货市场建设的省间进行了详细规定。
令人惊讶的是，作为首批电力现货市场试点省份，福建省甚至还没有开展长周期结算试运行。《通知》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。
而另一个首批试点省份、同时也是备受关注的浙江，则是被要求加快市场衔接2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。据《能源》杂志获悉，浙江省有可能在2023年底重新开启现货市场。
第一批电力现货试点省份过去几年的经历十分波折。有的省份摸索前行，已经迭代了多个版本的现货规则；而有的省份则几乎是原地踏步。这样的现象显然不是改革与试点的初衷。因此《通知》将时间表放在了比较靠前的位置上，也显示出政策对各地推进电力现货市场建设的重视。
除了福建、浙江，《通知》还提出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。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。其他地区（除西藏外）加快 推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。
2，新能源入市迫在眉睫
新能源入市一直是电力市场化建设过程中的关键问题之一。从推动新能源入市最为积极的山东省来看，这背后涉及到复杂的利益问题。
据《能源》杂志获悉，部分山东新能源企业一直在持续游说政府，以“入市后扩损”等经济方面的理由，希望推迟或不再入市交易。
其背后的核心问题在于，基于目前山东典型用电负荷曲线和现货电价曲线，光伏大发时间段往往价格偏低。因此新能源企业得出了“入市即亏损”的结论。
“实际结论没有那么简短。”熟悉山东电力市场的相关人士告诉《能源》杂志记者，“在新能源普遍配储的情况下，风电、光伏参与市场交易与现在相比，盈利变化是个未知数，而不是绝对的损失。”
《通知》对新能源入市的问题也有了清晰的判断。“按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并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。”
除了新能源发电，储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入市场的时间可能也不远了。《通知》规定通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
新型主体入市涉及市场主体定位、价格出清、接受调度服务补偿等多重问题。尽管如此，我们依然不能忽略新型市场主体在保障系统安全方面能够发挥出的重要作用。
3，更完善的中长期交易
目前我国电力市场基本遵循“中长期+现货”的模式。
不过一直以来，我们的中长期交易都存在不够灵活、周期太长、频率太低、品种太少等问题。《通知》此次提出优化中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提高交易频次，完善交易品种，推动中长期与现货交易更好统筹衔接。
对于某些地区曾强制要求新能源签订不合理中长期合约的情况，《通知》也指出考虑新能源难以长周期准确 预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究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。
此外，开展现货交易地区，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。这意味着中长期交易合约会有更强的灵活性，市场流动性也会大大增强。对于市场主体来说，无论是套期保值、合理套利还是规避风险，都有了更多选择。
4，更精准的价格
价格永远是电力市场化中最为关键、核心的问题。《通知》提出完善电力市场价格体系，这其中包括了4个方面的内容：
(1)现货试点地区要加强中长期、辅助服务与现货、省间与省内市场在价格形成机制方面的协同衔接。在过去两年里，我们经历了多次外来电和省内市场不协调的问题之后，这一问题放在价格体系的第一点，就显得尤为重要。实际上在“明确现货市场建设要求”的章节中，《通知》已经提出了要加快区域电力市场建设，持续优化省间交易机制的问题。这与价格形成机制之间的关系十分紧密。某种意义上来说，《通知》的相关表述说明，下一阶段电改和电力市场化建设都必须强化市场对价格形成的主导作用。
(2)各地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，价格下限设置可参考当地新能源平均变动成本。这大概率是基于过去两年里部分地区电力供给短缺造成的相关影响得出的经验。上限的设置保证了调节电源（主要是火电）充足的发电意愿。价格下限参考新能源平均变动成本的设定，让我们拭目以待。
(3)严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。政府过多干预市场大概是近年来电力市场化建设中最为业内诟病的一点了。我们应该充分理解地方政府对于市场结算干预的出发点。不过从维护市场权威、遵守契约精神、保护政府公信力的角度出发，《通知》的这一点规定还是值得称道的。
(4)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，引导用户优化用电行为。实际上，批发市场与零售市场是两个完全不同的市场。所以以前的那些差价模式，都并不合理。在现货市场模式下，售电公司一方面要在批发市场获得最优解，同时也要给用户提出最具竞争力的电价套餐，最大化利用自己的用户负荷。属于售电公司的挑战真的要来了。
5，再提容量电价
煤电的容量电价政策绝对是今年的行业焦点。目前单独的容量电价政策正在征求意见，预计年内可能出台。而《通知》也明确探索建立容量补偿机制。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。
