中国储能网讯：2023年12月15日，南方区域电力市场交易平台显示屏上实时更新着广东、广西、云南、贵州和海南五省区的交易曲线和电价。

  二十年磨一剑。在多地探索试验后，我国终于首次实现区域电力现货市场结算。

  2004年1月15日，第一个区域电力市场曾在东北地区启动模拟运行，受供需环境和省间电价水平不一等因素的影响，2006年能源主管部门发文暂停市场运行。当年，一同被纳入试点的还有华东和南方区域市场，前者在进行了两轮调电试运行后暂停，后者在启动综合模拟试运行后也暂停。

  总结上一轮电力体制改革的经验，2015年以来的电力体制改革主要以省级市场为突破口推进。历经八年的演进，能源电力发展目标和市场环境也迎来了新的变化。2023年，我国可再生能源总装机达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，历史性超过火电装机。源荷两侧的“双波动”特性逐渐凸显，一些省级电力市场推进因此遇到瓶颈，更大范围资源优化配置的重要性日益凸显。

  长期以来，谈到区域市场，绕不开的命题是，如何在“省为实体”的体系下寻求统一电力市场体系的最优解。在加快建设全国统一大市场的契机下，南方区域电力现货市场起步，正是再次探解这一命题。

  一位参与本轮区域市场设计的人士认为，在能源电力供需偏紧、新能源比例上升的环境下推动现货市场建设，验证市场对能源保供、稳价的作用，是本轮改革的特点和难点；设计省间利益平衡调整机制，减少“省间壁垒”问题；随着新能源比例的不断提高，更大范围地优化资源配置，减少各省市场波动，降低交易风险。

  一位曾参与两轮区域市场设计的业内人士指出，结算试运行“跑通”区域现货市场的交易流程，有助于验证市场设计的合理性与缺漏之处，也让市场主体“真金白银”地参与区域市场竞争。

  “动起来再说。”一位资深电力市场研究者说。全社会用电体量达到14746亿千瓦时，包含煤、水、核、风、光、天然气等多个电源品种，产业结构不尽相同的南方五省区要建成首个世界级区域电力市场，依然任重道远。

动议

“步子要稳，试要积极，情况要清，政策要慎”

  “一开始就是锚定建设区域市场的。”上述参与本轮市场设计的人士提到。

  2017年6月29日，时任南方电网公司董事、总经理、党组副书记曹志安主持召开南方区域电力现货市场建设讨论会。会议强调要在改革中坚持“实践是检验真理的唯一标准”，大胆探索，积极实践；要以电网安全稳定为基本前提，遵循客观实际，力争实现提升电网安全、优化资源配置、促进清洁能源消纳等多重目标；要采取开放的态度，多听取、吸纳专家学者、发电商等社会各界的意见和建议。

  2017年8月28日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江省、山西省、山东省、福建省、四川省、甘肃省8个地区作为第一批试点。

  此时的广东，已从大用户直购电演进到电力中长期交易市场，并且连续运作数年，又是南方五省区中唯一一个放开售电侧的省份，“起步早，条件好，推进快”是选择从广东省级市场起步建现货市场的重要原因。

  2018年1月，南方（以广东起步）电力现货市场规则研讨会在广东省东莞市召开，发电集团、电网公司、售电公司、电力学者和政府部门多方参与，耗时两天，讨论了十多个议题，包括市场结构、报价方式、价格机制、与中长期市场的衔接、辅助服务市场、西电的参与方式等。尽管这次会议并没有就所有议题达成一致结论，但与会者提供了多种不同观点，为后续现货市场建设提供了不同的视角。8月31日，广东省经济和信息化委、广东省发展改革委和国家能源局南方监管局发布《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案（征求意见稿）》，交出了现货市场建设第一份答卷。

  前述市场设计人士回忆，作为首批现货试点中区域市场的“独苗”，南方区域市场涉及的省区多，要如何从广东走向整个南方区域，可以选择的路径也不少。

  其中一版方案计划建立以分时电能量曲线为交付物的全电量集中竞争交易机制，构建南方区域电力现货市场（云南广东电能量）。组织云南、广东两省市场主体同时开展日前、实时交易，联合出清形成日前、实时的机组出力计划，云南送广东计划，以及日前、实时市场价格。

  部分业内人士认为，云南是南方区域最大送端、广东是南方区域最大受端，自1993年开展云电送粤以来，云南和广东之间的枯汛送电比例、日送电曲线、送电价格等问题一直是南方区域电力领域的关注焦点，如果能够实现送受电曲线由现货市场竞争优化产生，很大程度上就能解决这一问题。

  广东现货率先启动试运行后的2019年，可以说是电力现货市场建设的“大年”，首批8个电力现货试点全部进入结算试运行阶段。当年10月18—27日，南方（以广东起步）现货市场开展了完整的中长期+现货按周试结算。

  然而，就在初步酝酿区域现货市场模式之际，国际形势风云际会，国内电力供需形势也由总体过剩转向了局部偏紧。

  在2019年举办的第三届“东南电力经济论坛”之“电力现货市场风险管理”专题研讨会上，上海电力大学教授谢敬东表示，启动现货市场存在一些“苛刻”问题，包括电力供应局部地区、部分时段趋紧，电煤价格高位运行，新能源规模不断扩大导致常规燃煤机组利用小时数面临下降压力等，上网电价实际上存在上涨压力。

  华北电力大学电气与电子工程学院教授王鹏直言，现货市场建设的窗口期已然变短。

  8个试点都或多或少地遇到了挑战，比如，现货价格普遍偏低，使用输配电价“顺价”出现问题，省内与省间市场衔接不顺等。临近2019年底时，国家发展改革委、国家能源局召开电力现货试点工作专题会议，聚焦讨论、解决现货试点过程中发现的重点、难点。会上，时任国家发展改革委副主任连维良指出，下一步电力市场建设“步子要稳，试要积极，情况要清，政策要慎”。

提速

打破制约商品要素流动和服务供给的地区分割、行业垄断和市场壁垒，推动全国统一大市场建设

  就在电力现货市场试点推进之际，2017年1月12日，国务院发布《“十三五”市场监管规划》（国发〔2017〕6号），提及“维护全国统一大市场”，打破制约商品要素流动和服务供给的地区分割、行业垄断和市场壁垒，推动全国统一大市场建设。

  习近平经济思想研究中心张燕曾在《中国市场监管研究》上撰文提到，从我国改革开放40多年的市场经济建设脉络看，构建统一市场一直是经济体制改革的一项重要目标。党的十四大确立了建设社会主义市场经济体制的经济体制改革目标，首次提出“要大力发展全国的统一市场”。

  2021年12月17日，习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二十三次会议时强调，构建新发展格局，迫切需要加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场，建立全国统一的市场制度规则，促进商品要素资源在更大范围内畅通流动。2022年4月10日，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布。

  自2015年新一轮电力体制改革启动以来，国内电力市场建设稳步推进，竞争主体逐步多元化，市场化交易电量比重大幅提升。但鉴于省级市场起步，各地按照“中长期+现货+辅助服务市场”的基本框架，形成了各自的规则。

  有市场主体人士曾坦言：“在A省能做交易，到B省可能就不会了。换个地方就要重新学习一遍。”体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒是电力市场建设跨出第一步后面临的重要考验。

  2019年7月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828 号）提出，设计电力现货市场建设方案要有利于区域市场建设，按照建设统一开放、竞争有序的市场体系要求，为未来市场间交易和市场融合创造条件，进一步促进清洁能源更大范围消纳。同年8月起，国家发展改革委、国家能源局开始密集推动全国统一电力市场体系研究和建设工作。国家能源局牵头组织中外专家成立了全国电力市场建设方案联合编写组。

  2019年9月，国家电网公司、南方电网公司、华能经济技术研究院、清华大学、华北电力大学分别提出了建设全国统一电力市场的设想和初步方案，主要包括三类思路：第一类是按照“试点—区域—全国”的发展路径，建设多个区域性电力市场联合运行的全国统一电力市场体系；第二类是建设分散式区域日前现货市场，区内各省独立运行的日内市场和辅助服务市场；第三类是建设“省间”与“省内”全国两级市场。

  外方专家提出的方案是，基于欧洲电力市场和北欧电力市场的实践经验，以建设全国一级统一电力市场为最终目标，设置全国两级市场过渡模式，开展中长期和现货交易。第一级为跨省跨区交易的国家级市场；第二级又包含两种模式，一种是以省为独立实体的省级市场，另一种是多省联合的区域级市场。其中，关于第二级区域市场的设想与南方区域电力市场的目标一致。

  与此同时，2020年，国家发展改革委组建了两个专班——全国统一电力市场体系建设研究专班和全国电力交易中心组建工作研究专班。

  “建设全国统一电力市场的思路逐渐清晰，南方区域市场设计建设也必须提速。”前述设计者指出。

  2020年9月，国家发展改革委印发《关于进一步推进南方（以广东起步）电力现货市场试点工作的通知》，要求充分总结第一阶段南方（以广东起步）电力现货市场结算试运行相关经验，逐步扩大现货市场范围，结合南方区域各省实际情况，积极开展南方区域电力市场相关准备工作，推动跨省跨区送电参与市场。

  资料显示，2020年10月，南方电网公司召开南方区域电力现货市场建设领导小组会议，要求各部门、各单位始终把电网的安全稳定和电力的可靠供应，作为市场化改革的硬边界，坚持全网一盘棋，整体谋划、找准位置、统一目标推进市场化建设，确保南方区域电力市场建设不断取得阶段性成果，最终取得成功。

兼容

制定出一个各省区都同意的规则，是实现区域市场建设核心目标的前提

  在一次关于南方区域市场设计方案的讨论会结束之后，多位业内人士有些兴奋：“以后有了统一的规则，各省就再也不能‘管住’自己的电厂而为送受电问题‘扯皮’了。”打破省间壁垒，在更大范围内实现电力资源优化配置，是区域市场建设的核心目标。

  但实现这一目标的前提，是制定出一个各省区都同意的规则。

  在建设全国统一市场的背景下，南方区域市场的设计思路从最早的云南、广东两省扩展到五省区，从现货市场扩展到包括中长期交易、辅助服务市场在内的区域统一市场。

  前述参与过两轮区域市场设计的业内人士指出，每个省区的经济发展水平、用电特性和电价可承受能力都不一样，还涉及民族、边疆和跨境电力交互等因素，市场建设必须考虑全局的利益。

  从现实出发，“广东+”的模式得到一些业内人士的认可，即各省区完成电力平衡之后，剩余的送电能力与广东的发电机组在广东市场中一起参与竞争，统一优化出清。云南也曾提出过一版全新的“云南+”思路。

  “这种模式接近欧洲统一电力市场的设计，既保留了各地电力供应的‘基本盘’，又通过现货优化了省间电力交互，提高了省间资源配置的效率。”前述参与两轮区域市场设计的人士评价。

  长远来看，最终“胜出”的集中式统一市场模式与“某省+”分散式模式相比有着特殊的优点。

  集中式现货市场中，各发电企业全电量集中竞争，按照统一的价格机制出清，价格低者优先安排发电，能够实现整个系统总发电成本最小、社会福利最大化，也更加适用于电网阻塞较为明显的地区。在日前市场交易中，可以将清洁能源纳入优先出清范畴、优先安排发电；在实时运行中，当清洁能源因来水、来风等资源发生变化时，可以通过调整所有非清洁能源机组出力等全系统调节资源，共同为清洁能源消纳服务。电网风险可以从多年、年、月、周、日、实时进行辨识与部署防控，事故、异常应急处置手段多、灵活，能够实现与目前电网安全管控方式的有效承接。

  前述设计者认为，集中式现货市场并不强调双边合同，技术门槛高，在一定程度上能够防范地方政府的不当干预。“如果对送受电有特殊的要求，只能体现在现货市场交易的边界条件设置上，政府的干预得以‘外部化’，经受市场主体的监督。”

  据多位市场设计者回忆，在2021年8月国家发展改革委组织召开的一次南方区域电力市场建设专题会上，相关负责人指出，现货市场运行的障碍主要在于部分省区存在三个顾虑，一是受降价思维的影响，二是受“小循环”思维的影响，三是对不可预见的风险的担忧。

  他强调，要构建国内国际双循环相互促进的新发展格局，全国统一大市场建设是重要一环，南方区域市场“非常有必要搞，非常紧迫”。

  选择建设集中式区域市场，平衡各省区利益是关键。

  “一个省长每年要和中央政府‘签下’近30个‘责任状’，包括经济、扶贫、安全等。”前述参与两轮区域市场设计的人士说，在能源领域，保供、稳价是各地的核心诉求。

  由于各省区电价水平差异较大，在区域统一出清模式下，对于云南来说，想把水电优先卖给本省用户，避免广东用户抢购云南水电，保持本地用电价格水平稳定；对于贵州来说，煤电被视为工业产品，如果广东市场现货价格较高，将鼓励贵州送电，可能影响本地供应；对于广东来说，本地电厂面临更多的不确定性，还有与现行现货市场的衔接。

  在国家能源局相关负责人的一次走访调研中，各省区政府相关部门对于推动区域现货市场建设持有不同意见，部分表示反对，部分认为可以先“放一放”。

  英国剑桥大学能源政策研究所副所长、剑桥大学贾吉商学院商业经济学教授迈克尔·波利特（Michael Pollitt）早前在接受《南方能源观察》（下称“eo”）专访时提到，省间机制应该鼓励有能源交互的省份间的市场价格相互影响。

  “人们担心的是价格的波动而非不可预测。实际上，两者都不必太担心。”

  波利特认为，随着交易频次的提高，数据逐渐积累，价格的预测水平会显著提升。而随着省级市场和区域市场交互不断加强，价格反而会稳定下来，因为交易范围更大，波动可以被平抑掉。

  据当地参与市场设计的人士透露，受电力供需形势变化影响，省间送受电计划协议谈判难度加大，跨省优先计划送受电曲线完成率低，部分地区发展能源电力的思路开始变化。“从单一维度坚持低电价吸引产业投资，到综合考虑运用市场化机制保障本地电力供应和清洁能源消纳，提高工业产值并推动能源产业高质量发展。在党中央构建新发展格局的要求下，对于区域市场的态度也有所转变。”

  在2021年国家发展改革委组织召开的一次推进电力市场现货市场试点工作周例会上，南方电网公司汇报时提到，已广泛听取各方意见和建议，就开展南方区域电力市场建设的目标和重点任务等内容形成共识；充分论证推演市场关键机制，组织成立了南方区域电力市场工作专班，以南方（以广东起步）电力现货市场当年5月结算试运行为例，论证了区域现货市场的交易机制设计对电力供应宽松与紧张两种场景的适应性；成立了专题课题组，研究区域市场建设对各省经济利益、电力供应、发电和用户价格等方面的影响，以及市场机制如何适应“十四五”和“双碳”目标的发展变化。

  云南表示支持在风险可控、稳妥有序的前提下推进南方区域电力市场建设；贵州建议进一步研究推进“西电东送”市场化交易机制，采取灵活的价格机制以适应贵州发电成本变化要求；广东建议进一步细化阶段目标，分步实施，稳妥有序推进相关工作，在初期聚焦解决当前急迫性问题；广西已把广西市场与南方区域市场衔接问题纳入考虑；海南积极支持海南尽快融入南方区域电力市场。

  2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），要求有序推动国家市场、省（区、市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。1月27日，国家发展改革委、国家能源局函复原则同意《中国南方区域电力市场工作方案》。

  南方区域电力市场进入试运行的全面准备阶段。

调节

“风险控制措施比‘完美’的市场机制更为重要”

  “欧洲刚开始时也想一步到位建设一个统一电力市场，但欧盟很快意识到这难以实现，市场建设应‘自下而上’，先启动国内市场。”波利特提到。

  从国际成熟电力市场的建设历程看，区域电力市场相比省级市场而言，绕不开“两个同台”问题，一是电价水平不同的各省区如何同台竞争，二是成本结构和性质不同的多种电源如何同台竞争。

  2023年10月25—29日，南方区域电力现货市场在经历试运行、调电试运行一年有余后，开展了为期5日的调电试运行，其中10月27—28日两日开展覆盖跨省跨区（贵州省网送广东、广东省网送海南、海南省网送广东）、广东、贵州和海南的结算试运行。

  前述业内人士透露，按照目前规则，允许各省区设置自己的现货出清价格上下限。如遇云南枯水期叠加广东用电负荷高峰等供应紧缺情况，广东最贵的燃气机组可能成为边际机组，区域现货市场统一出清结果将由其价格决定，将远高于其他省区设置的出清价格上限。还有跨省区交易电量如与中长期分解结果偏差过大，都将推高不平衡资金。“如何妥善处理这些问题，几乎决定了区域现货市场能否持久结算运行。”

  为了合理控制区域市场起步阶段省间利益调整过大的风险，《南方区域电力现货市场第一次全域结算试运行实施方案》（以下简称《方案》）引入了“省间利益平衡临时调整机制”，即对于省间送电类别现货结算模式电费（含不平衡资金分摊）以电费回收或补偿方式进行收益调节。

  具体来说，对于送受省区，省间送电类别现货市场费用进行事后计算判断，以落地侧为基准，逐日统计现货市场费用（含不平衡资金分摊）与收益调节基准的差值，超出收益调节基准一定比例的电费以日为单位向受端省区回收或补偿，并等额传递至送端省区，保持市场平稳过渡。

  前述设计者解释，调整机制没有影响调度环节的优化，结算环节相当于进行了“二次分配”。

  一位发电企业市场交易人员建议，随着结算试运行的稳步推进，应对相关规则进一步细化，如收益调节基准的比例制定标准等，同时加强信息披露，给市场主体提供更好的预期。

  此外，为避免跨省交易关口价格出现负电价，保障跨省电价体系更加合理，对跨省关口价格设置独立的上下限。在优先计划调整方面，对部分网对网、点对网等不同送电类别，设置出清电量下限值约束，下限值综合考虑年/月度计划完成情况。

  “从东北区域电力市场等过往试点建设历程来看，风险控制措施比一个‘完美’的市场机制更为重要。”前述设计者说。

  2023年12月13—16日，南方区域电力现货市场开展了为期4天的调电试运行，其中12月15—16日开展了覆盖南方五省区以及跨省跨区的结算试运行。

  据eo了解，相较调电不结算阶段，结算阶段云南水电报价有所降低，海南火电报价有所提高，价格更贴近成本。贵州火电机组受限容量降低20%，可以有效发掘供应能力。

  根据《方案》，两次结算试运行涉及的电厂范围包括：省间联络线计划、南方五省区参与优化出清的常规电源及广东、广西参与优化出清的7家试点新能源电厂和云南金沙江、澜沧江流域的18家水电厂以“报量报价”形式参与区域现货出清，储能电站、云南其他水电厂以“报量不报价”形式参与。

  贵州、广西的水电，以及广东的核电等尚未“进场”，还有众多的新能源电厂也在现货市场之外。“循序渐进‘放入’电量是本轮电力市场化改革中各个试点都采用的思路，有助于市场主体逐步适应，减小初期的冲击。”前述业内人士说：“下一步，一方面应该制定‘入市’路线图，让市场主体有明确的预期，指导投资；另一方面应该着重研究带补贴及平价新能源参与市场交易的方式，这是新的‘同台’问题。”

  在最近一次调电结算试运行中，调电不结算期间，广东现货市场保持连续结算运行，区域现货市场出清的广东受入联络线计划作为广东现货市场出清的边界条件开展省内现货出清，总体不改变现有运营模式；调电结算期间，五省区均按区域现货出清结果执行、按区域出清价格结算，广东现货市场出清结果作为备用，广东市场主体执行区域现货出清结果。

  国家能源主管部门相关负责人曾在早期的一次推进电力市场现货市场试点工作周例会上要求，尽快推动广东长周期结算试运行，“没有这个做基础，区域市场就是空谈”。而南方区域电力市场的推进，给即将转入正式运行的广东现货市场带来了一些不确定性。

  前述业内人士提醒，未来广东市场的边界条件将受区域内其他各省区供需的影响，这对于用户侧已经进场的广东来说，需要所有市场主体提高综合因素预判分析能力，避免暴露在波动风险之中。

消纳

水电需要现货吗？

  水电“进场”，是南方区域市场的最大特殊性之一。

  云南是我国仅次于四川的水电大省。截至2023年6月底，云南水电装机容量8202.28万千瓦，占该省总装机容量的69%。全国排名前10的水电站中，云南有7座。

  不只云南，贵州和广西也有水电资源。南方区域水电资源主要集中在金沙江、澜沧江、红水河、乌江等四大流域。截至2022年2月底，南方电网经营区域内全网统调水电装机容量达1.2亿千瓦，占全网统调装机容量的32.1%。

  云南水电梯级调度关系复杂，各种调节性水库交叉分布，上游水库电厂发电情况会对下游电厂发电能力产生直接影响，且不可避免地受到枯水期、丰水期的影响。部分电站除发电外还兼有防洪、航运、供水等综合利用效益。

  一位市场建设者介绍，很多发电主体对水电入现货曾有顾虑，原因除了水库梯级调度关系复杂之外，不少水电厂建设的初衷是为了流域内水能可以被充分利用。很多水电厂建设于不同年代，开展竞争的难度大，优化的可能性小。此外，还要确保现货市场环境下水电不能大幅偏离中长期优化调度目标。

  四川也面临类似的问题。四川电力现货市场特别设计了丰水期“水电现货”和平枯水期“火电现货”。水电机组仅在丰水期参与省内现货市场竞价，在平枯水期全额消纳。四川丰水期流域来水充足，流域间发电能力受水力联系制约较弱，径流式水电、库容式水电可相对公平地参与市场竞价；而平枯水期流域来水不足，水电站发电能力受制于来水量和上游水库电站出力。

  四川省内“火电现货”市场长周期结算试运行自2021年12月26日起持续推进，但“水电现货”市场在2020年10月后未开展长周期结算试运行。

  当地发电企业从业者解释，设计“两种现货”是为了最大化促进水电消纳，发电企业可以充分利用输电通道的剩余空间外送富余电量。但在2020年以后，新建电站投产，来水偏枯，供需形势发生变化，同时断面受限可能加剧弃水，因此没有开展省内现货市场。

  据悉，四川在网架结构进一步完善后，丰水期将开展水电现货，枯水期开展火电现货市场。

  水电进入现货市场在全球范围内的实践也不多见。

  巴西有着和云南、四川相似的电源结构。据介绍，巴西电力市场为中长期市场，分为年月市场和周市场，周市场决定年月市场交易的偏差结算价格。巴西国有电力公司首席传输官马西奥·塞赫特曼（Marcio Szechtman）曾在接受eo采访时表示，巴西是以水电为主的国家，水电不需要现货市场。

  北欧电力市场则是世界上少有的“水电市场”。据了解，在市场设计上，北欧没有对水电、火电等不同成本的机组同台竞价进行特殊处理，这主要得益于挪威水电具有优良的调节性能及北欧各国资源互济协调需求等，水电机组可以通过“低储高发”和“丰蓄枯补”获益。

  前述云南参与市场设计的人士介绍，在水电丰富的北美区域市场，水库梯级调度关系融入了现货出清模型，水电与其他所有电源一样，报量报价同台竞争并参与出清，报价决定出力，现货市场并不保证100%消纳，但要测算其机会成本，并设计补偿机制。

  一位市场建设者介绍，在区域市场设计之初，水电调度设计就是难题。少弃水或不弃水是消纳清洁能源的重要目标之一，区域现货市场运行要兼顾清洁能源消纳要求，而不是像国外一些电力市场做纯经济性设计。

  他解释，水电具有一定的调节能力，但是与调节能力相关联的特性非常多，既与梯级上下游有关，又与来水预测相关。若只考虑经济性最优，难以满足整个流域所有水电厂的水能被充分利用这个目标。“处理好水库之间的关系是同时实现两大目标的关键。”

  最后的“解法”是将水库梯级调度关系融入现货出清模型，在满足水能最大化利用的前提下进行现货优化。具体而言，出清过程会同步考虑上游出清决策和下游出清决策，上游发电不会导致下游弃水。

  此外，在2023年第二季度调电试运行之后，为保证区域现货市场平稳起步短期试运行，暂时提出了水电发电量上下限约束，将水库中长期发电目标分解成现货试运行当日的运行范围，电量约束使水库发电量限制在运行需求范围内。

  多位业内人士指出，发电企业在首次全域结算试运行前对水电进现货的诉求是，试运行期间尽量保持收益平稳。

  前述发电企业市场交易人员说，部分水电具有一定的调节能力，在现货试运行过程中，他们考虑的是将电发在高峰还是低谷，力图在中长期收益的基础上有所增收。从首次全域结算试运行的结算价格看，基本反映了整体偏紧的供需形势。

  至于对水电发电量进行上下限约束，从保安全、保供应的角度，该交易人员认同这样的设计，但在具体措施上，希望未来电量限制有完善的管理机制，包括规范的制度、指引以及监管。“希望未来有月度分解值，以便中长期交易能够更好地匹配现货出清，减少电量控制和中长期签约不匹配造成的客观偏差。”

  上述交易人员认为，云南水电发电企业可能会调整2024年中长期签约策略。相比之下，径流式水电与风电、光伏更为相似，具有较强的不确定性，而拥有水库的电站具备较强的调节能力，在市场中的策略可能更接近煤电。“水电站可能会减少中长期年度签约比例，在月度、周内再进行补充，在分时交易上也会有所调整。”

  除了水电，南方电网经营区域风电、光伏等其他可再生能源新增并网装机也在不断增加。截至2023年7月底，南方电网经营区域新能源总装机突破1亿千瓦，达到10332万千瓦，装机占比达到25%。2023年上半年，云南新增新能源装机700万千瓦、新能源装机总量突破2000万千瓦，广西新能源装机容量达1948万千瓦，均成为省（区）内第二大电源类型。

  区域现货环境下，如何平衡新能源保障消纳要求与系统经济性优化目标？

  上述市场建设者说，目前的方式是将弃风、弃光的“罚因子”写进目标函数，“罚因子”是指，如果发生弃风弃光，就等效于整体购电成本增加。

  据了解，目前7家以“报量报价”形式参与区域现货出清的试点新能源电厂主要选取的是大型发电集团旗下装机容量较大、预测能力较强的电厂。为了适应未来更多的新能源电厂参加优化，最新修编的《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则（V2.0版）》增加了“报量报价”新能源场站的出力约束，可根据各省新能源政策要求和市场参与机制，分省单独设定出力下限系数。

  多位参与现货试运行的新能源发电企业相关工作人员说，试运行期间运行顺畅，但是呼吁市场建设者在后续试运行中进行更多、更详细的信息公开，包括不平衡资金分享、分摊明细及原因等方面的信息。

  有资深业内人士曾撰文认为，可再生能源消纳率问题需要放到市场化的背景下进行讨论。目前已经到了从保障性消纳转向经济性消纳的节点。经济性消纳是国际上主要经济体，特别是电力市场化国家和地区普遍采用的消纳机制，内涵是可再生的系统消纳成本不能高于其在市场中的价值，这是测算合理消纳率的基础。

  议事

  “既然要搞市场，就要有一个可以让市场主体和各个利益相关方聚在一起发表意见和建议的地方”

  2022年2月28日，南方电网公司与国家能源局南方监管局联合召开2022年第一次南方区域电力市场建设联席会，会议审议并通过了南方区域电力市场建设联席会议制度和工作专班规则。南方区域电力市场建设联席会机制正式运转。

  “既然要搞市场，就要有一个可以让市场主体和各个利益相关方聚在一起发表意见和建议的地方。”前述设计者说。

  多位业内人士认为，目前我国现货试点建设基本是由各省级政府部门主导开展，而区域市场涉及多方利益统筹协调，议事平台和机制不可或缺。

  目前南方区域电力市场建设联席会机制包括五省区政府主管部门、国家能源局派出机构以及相关电力企业代表，可以一定程度上解决各省、各种市场主体不同的利益诉求，让各方充分发表意见建议。

  据《南方区域电力市场运营规则（V2.0版）》，南方区域电力市场建设联席会议负责研究协商区域市场建设和运营重大问题，落实国家发展改革委、国家能源局关于电力市场化改革等政策和区域市场有关部署。

  南方区域电力市场建设联席会不定期召开联席会议，各省区政府在此提出建议、审议事项。据eo统计，2022年和2023年南方区域电力市场各召开了四次联席会议。

  《南方区域电力市场实施方案（上报稿）》《南方区域电力市场交易规则体系（征求意见稿）》《南方区域2022年电力市场试运行方案》《南方区域电力现货市场第一次结算试运行实施方案（广东、贵州、海南）》《南方区域电力现货市场第一次全域结算试运行实施方案》等重要方案、规则均经联席会议审议通过。

  前述设计者说，联席会议机制可以解决很多问题，但区域市场建设过程中，各方对于具体技术、规则层面可能存在分歧，一些比较大的分歧仍然需要国家相关主管部门来统一协调。“南方区域电力市场建设联席会在一定程度上是为了补充暂时缺席的区域市场管理委员会。”

  早在本轮电力市场化改革之初，组建电力市场管理委员会就被定位为电力交易机构实现独立规范运行的重要保障措施。电力市场管理委员会是独立于电力交易机构的自治性议事协调机制，履行建立健全市场成员行为自律职责，与运营机构市场监测、监管机构专业监管共同构建电力市场运行“三道防线”。

  2023年8月21日，国家能源局发布《关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》（国能发监管〔2023〕57号），进一步优化了管委会的组织架构，要求发购电方代表数量应多于其他代表，并明确主任委员任期原则上不超过三年；同时完善了议事规则，管委会参与规则制定、市场治理的程度加深。

  谢敬东此前在接受本刊采访时指出，目前政策对电力市场暂停、中止交易的边界和执行方式总体较模糊，仍需进一步明确。随着新能源占比逐步提高，电力现货市场运行存在较大的不确定性。在应对突发情况时，管委会如何发挥更大作用，有待进一步明确。

  有政府主管部门人士曾指出，市场管理委员会如果进入实体化运作阶段，批发零售市场等纠纷都可以在其平台上进行调解和仲裁。

  谢敬东指出，管委会可以在对主体违规行为、市场运行问题等的判断标准和处置手段形成一致意见的基础上，通过市场自律管理和行业内部约束解决部分行政监管及法律无法解决的问题。

  目前各省已设立针对省内市场交易的管委会，但是区域市场尚未正式成立相关组织。

  一位业内人士透露，目前还在推动组建区域市场管委会，很快会有进展。下一步将成立的南方区域电力市场管理委员会将由电网企业、发电企业、售电公司、电力用户、市场运营机构、第三方机构等各方面代表组成，是独立于市场运营机构的议事协调机构，主要负责研究讨论区域市场交易规则、协调区域市场相关事项等。

  上述业内人士认为，区域市场管委会成立之后，依然需要区域电力市场建设联席会。“市场主体在市场管委会中议事，各省区政府仍然需要一个议事平台。”