中国储能网讯：近日，国家发改委办公厅、国家能源局综合厅联合印发《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“813号文”）。文件首次系统性针对现阶段各地市场建设遇到的困难给出了明确答案。

明确了电力现货市场建设的必要性和下阶段建设任务

  一是回答了“要不要建”现货市场的问题。建设电力现货市场是“增量”任务、中长期锁定后的现货电量占比小、中长期为主现货为辅、没有现货也能运行下去等讨论一直以来不绝于耳，文件明确指出，经过探索，电力现货市场在优化资源配置、保供应、保消纳等方面发挥了显著作用，提出要有序实现电力现货市场全覆盖，明确了现货市场发挥的基础性作用，是电力市场体系建设的必要组成。

  二是回答了各省/区域市场建设时间表。按照“宜省则省，宜区则区”的原则提出了明确的时间进度节点。对于当前连续结算试运行的五个试点地区，连续运行一年以上的可按要求和程序转入正式运行；分别对福建、浙江划定长周期结算试运行和连续结算试运行预期，四川则持续探索适应高比例水电的市场模式和市场机制；弱化过去对二批、非试点地区的进度划分，对非试点地区中市场建设进度较快的地区，提出同二批试点省份相同的、力争在2023年底前开展长周期结算试运行的期望；南方区域现货市场作为统一市场整体在2023年底前启动结算试运行；京津冀市场力争在2024年6月前启动模拟试运行。

  三是回答了省间电力现货市场现阶段优化方向。省间电力现货市场自启动以来，价格信号充分反映了供需形势，实现了资源在更大空间范围的优化配置和经济调度，文件提出对省间市场在目前仅工作日开市的基础上，要在2023年底前具备连续开市能力。

进一步完善适应高比例新能源参与市场下的中长期交易机制

  新能源波动性大、长周期预测准确率低等问题，使得中长期合约在现货市场面临明显的发电量偏差风险和曲线偏差风险，高买低卖现象时有发生。为更好发挥中长期交易在稳定市场预期的作用，文件提出三点完善方向。

  一是增加中长期合约调整灵活性，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。另外，对于现货地区，文件还要求中长期交易要做到连续运营，并做到缩短中长期交易与现货交割时间至D-2，为包括新能源在内的全部市场主体提供更多调整合约仓位的手段和机会。

  二是适当放宽年度中长期合约签约比例。文件提出，为更好适应新能源参与现货市场的要求，对新能源占比较高的省份，可研究适当放宽年度中长期合约签约比例。文件未提及放宽新能源整体中长期合约占比，但仍以长周期跨度的年度中长期合约起始，放宽了对年度中长期合约签约比例要求。同时，新能源波动性给全部市场主体均带来影响，年度中长期签约比例放宽也应当针对全部市场主体，尤其用户侧需要同步调整，避免出现反向提高发电侧其他市场主体中长期签约比例的情况。

  三是绿电交易纳入中长期交易统一规范管理。在市场初期，为扩大绿电交易规模，绿电优先出清、优先调用、优先结算，造成新能源中长期交易电量的割裂，也不利于市场公平。今年7月发布的1044号文提出，绿证随绿色电力一同交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格，绿证和绿电交易电量结算分别进行，本文件则进一步明确要求，绿电交易合同电量部分将作为普通中长期合约电量，按照市场规则平等参与结算。

对现货市场下辅助服务市场的建设提出要求

  一是回答了电力现货市场和辅助服务市场的关系。现货市场承载着电能量资源优化配置的重要任务，在整个电力体系发挥着核心作用，辅助服务是对电能量市场的补充，辅助服务是配套现货市场而建设，补充完成在电能量市场无法完成的平衡、调节、可靠性保障等服务。不断加强现货与辅助服务的有序协调，尤其在交易时序、市场准入等方面做好衔接，做到二者功能不重叠、衔接顺畅、运转有效，将极大提高电力系统整体运行效率，并具象化凸显电力商品的多元价值。

  二是明确了辅助服务可向用户侧疏导的前提。作为电力系统产品输送和消耗的终端，用户享受着电力系统提供的稳定、可靠电力，应为电力商品整体付费。现货市场能够发现辅助服务的机会成本与价值，为合理疏导辅助服务成本，文件提出以现货市场连续运行作为前提条件，将允许调频辅助费用向用户侧疏导，其他辅助服务品种按照“成熟一个，疏导一个”的原则另行确定疏导时机及方式，实现了辅助服务费用向用户侧疏导在政策层面的突破。

探索建立容量补偿机制

  省内/区域内的可靠性电源，尤其是煤电机组发电利用小时数呈下降趋势，及时建立容量补偿机制将有效弥补煤电等可靠性电源减少的电能量收入，能够有力支撑煤电从电量供应主体向电力供应主体的战略转型。容量补偿工作开展需要避免“一刀切”，文件要求各地要推动开展各类可靠性电源成本回收的测算，对于利用小时数较低的地区，要尽快明确建立容量补偿机制的节点和方案，实现对可靠性电源容量价值的合理补偿。

与其他各类型政策的衔接

  一是与1439号文的衔接。文件明确提出要严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制。1439号文中明确规定要有序放开全部燃煤发电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，电力中长期交易限价区间对照的也是长协煤的限价区间。因此，1439号文中对0.8~1.2倍的价格区间限制也是标定的发电侧上网点价格，而非用户侧价格或加权平均价格，但目前五个连续结算试运行地区均将限价限在了用户侧价格，倒算至发电侧上网点的中长期交易价格实际被“打了折扣”。

  二是科学完整传导现货价格信号，减少结算环节行政干预。现货市场出清生成的价格自带时间和空间属性，但若想真正实现时间、空间价格信号向市场主体传导，关键在于结算环节，主要表现为结算公式科学完整和减少结算环节干预。

  三是加强现货出清限价与价格形成机制的协同衔接。文件分别就现货市场出清上限、下限提出两点要求：对于现货市场出清上限价格要求起到鼓励调节电源顶峰的作用，并与需求响应价格衔接；下限价格设置可参考当地新能源平均变动成本。

  当前各地需求侧响应价格普遍高于现货市场出清限价，从保障电力平衡的角度来看，两种手段实现的效果一致。若两套机制执行的补偿标准不一，也是资源的不合理利用，也并未实现社会福利最大化的运行效果。

  下限价格设置方面，现货试点运行地区应充分认识新能源负变动成本，应在当前出清下限设为0价的基础上进一步降低出清下限为负值。

  四是与产业政策的衔接。首先，对于新能源入市进度，采用国家把控关键节点、各地制定执行方案的思路进行。文件明确，按照2030年全国新能源全面参与市场的时间点，将分步实施方案制定权下放到各地，由各地结合实际情况制定新能源参与市场方案。其次，分布式发电蔓延式发展给各地电网带来冲击，文件提出在分布式新能源装机占比较高地区，要推动其上网电量参与市场，能够通过市场信号遏制分布式发电无序投资。再次，文件明确，目前暂未参与现货市场的新能源要全部作为价格接受者参与现货出清，虽可以暂不按现货价格结算，但要充分进行信息披露，并按规则公平承担相应的不平衡费用。

  五是与代理购电制度的衔接。文件再次明确代理购电仅能通过场内集中交易（不含撮合交易），并以报量不报价等方式，作为价格接受者参与现货市场出清和结算。