中国储能网讯：继青海之后，作为非现货试点的新疆，也加入了现货模拟试运行行列，开启现货建设征途。

2023年5月12日，新疆电力交易中心发布《新疆电力现货市场模拟试运行工作方案》（以下简称《工作方案》），宣布5月15日至21日开展新疆电力现货市场第一次模拟试运行，试运行结果不作为正式结算依据。

根据《工作方案》，该次参与模拟试运行的发电侧为公用煤电企业和集中式新能源企业，用电侧不参与该次模拟试运行。公用煤电企业和集中式新能源发电企业“报量报价”参与现货日前市场。现货电能量市场申报价格区间为40元/兆瓦时至650元/兆瓦时。

据《新疆日报》报道，截至2023年3月31日，新疆电网总装机11721.1万千瓦，新能源装机容量4317万千瓦，占新疆电网总装机的36.83%。集中式新能源“报量报价”参与日前市场效果如何引起业界关注。

鼓励新能源“入市”

新疆现货市场建设起步不晚。早在2020年9月，新疆维吾尔自治区发展改革委就发布了《新疆电力现货市场建设试行方案》（以下简称《试行方案》）。《试行方案》提到，市场建设起步阶段分两步走，第一步为“集中式+节点边际电价+单边市场+新能源报量报价”，第二步过渡至“集中式+节点边际电价+双边市场+新能源报量报价+容量市场”。

2022年9月，新疆维吾尔自治区发改委又发布了《新疆电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）》（以下简称《实施细则》）。据eo多方了解，正式版本目前尚未发布。2023年1月，新疆维吾尔自治区发改委印发《新疆维吾尔自治区2023年电力市场化交易实施方案》（以下简称《实施方案》），提出加大新能源参与市场化交易的支持力度，鼓励新型储能、虚拟电厂等各类新型市场主体参与市场化交易。

《实施方案》指出，据国网新疆电力有限公司测算，预计新疆2023年全年市场化交易电量1200亿千瓦时（含电采暖交易）。

一位新疆新能源从业者告诉eo，新疆可供市场化交易的新能源有限，约有四分之三的新能源电量属于保障性收购范围，还有大量新能源外送。价格方面，目前已参与市场交易的新能源发电价格略低于火电。2023年新疆电网年度中长期交易均价0.255元/千瓦时，其中煤电均价0.256元/千瓦时，新能源均价约为0.25元/千瓦时。

据了解，新疆新能源市场化交易电量会获得一定的电价支持。据新疆维吾尔自治区发展改革委2022年4月发布的《完善我区新能源价格机制的方案》，新疆2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价为0.262元/千瓦时。新疆新能源平价项目疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价）的电量，按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持，价差部分由大工业用电顺价均摊。当市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再给予电价支持。

前述新疆新能源从业者表示，将密切关注新能源在现货市场中的价格表现，希望后续现货试运行中价格上限可以进一步放开。

市场建设难点：复杂源网结构

《试行方案》中提到，新疆新能源装机容量大、占比高，弃风、弃光矛盾突出，迫切需要进一步挖掘新能源消纳潜力，同时各方利益诉求矛盾突出，迫切需要进一步发掘市场化改革红利。

新疆维吾尔自治区发展改革委经济研究院发布的《“双碳”目标下新疆新能源发展的对策建议》指出，2016年新疆弃风率高达38.4%，弃光率为33%，远高于全国平均水平。2016年到2020年新疆弃风弃光率呈持续下降形态，但仍高于全国平均水平。国家能源局发布的《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重完成情况的通报》显示，新疆是2021年全国唯一一个未完成总量消纳责任权重与非水消纳责任权重的省级行政区域。

《试行方案》还提出，新疆工业负荷以高耗能为主，通过市场化获得低电价愿望强烈，同时新能源企业期望通过市场获得尽可能多的发电机会。此外，新疆电源与负荷空间分布不匹配，存在断面阻塞。新疆电网属外送型电网，但疆内存在一定程度的阻塞，电源送出受限，迫切需要完善省内、省间交易协调机制，充分实现疆内新能源的外送消纳。

新疆期待通过市场化改革实现电力资源优化配置，但囿于复杂的源网权属和结构，市场建设难度较大。

《试行方案》提到，新疆并网电源隶属关系复杂，各类地方电网电源装机占比较大，除公用电源以外，疆内还有大量自备电厂，其装机规模占全网总装机近三分之一。新疆电力行业从业者告诉eo，其中涉及的网间输配电价计算，市场化交易电量网间结算等问题，会增加新疆电力现货市场建设难度。

有新疆电力行业从业者判断，目前新疆是按照国家建设电力现货市场的总体要求，借鉴典型省份经验做法，构建现货市场建设框架，稳妥有序推进。受疆内不同区域能源资源差异、经济发展水平以及复杂源网结构的影响，构建全疆统一电力市场任重而道远。