中國儲能網訊：近日，國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合廳聯(lián)合印發(fā)《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）（以下簡稱“813號文”）。文件首次系統(tǒng)性針對現階段各地市場建設遇到的困難給出了明確答案。
明確了電力現貨市場建設的必要性和下階段建設任務
一是回答了“要不要建”現貨市場的問題。建設電力現貨市場是“增量”任務、中長期鎖定后的現貨電量占比小、中長期為主現貨為輔、沒有現貨也能運行下去等討論一直以來不絕于耳，文件明確指出，經過探索，電力現貨市場在優(yōu)化資源配置、保供應、保消納等方面發(fā)揮了顯著作用，提出要有序實現電力現貨市場全覆蓋，明確了現貨市場發(fā)揮的基礎性作用，是電力市場體系建設的必要組成。
二是回答了各省/區(qū)域市場建設時間表。按照“宜省則省，宜區(qū)則區(qū)”的原則提出了明確的時間進度節(jié)點。對于當前連續(xù)結算試運行的五個試點地區(qū)，連續(xù)運行一年以上的可按要求和程序轉入正式運行；分別對福建、浙江劃定長周期結算試運行和連續(xù)結算試運行預期，四川則持續(xù)探索適應高比例水電的市場模式和市場機制；弱化過去對二批、非試點地區(qū)的進度劃分，對非試點地區(qū)中市場建設進度較快的地區(qū)，提出同二批試點省份相同的、力爭在2023年底前開展長周期結算試運行的期望；南方區(qū)域現貨市場作為統(tǒng)一市場整體在2023年底前啟動結算試運行；京津冀市場力爭在2024年6月前啟動模擬試運行。
三是回答了省間電力現貨市場現階段優(yōu)化方向。省間電力現貨市場自啟動以來，價格信號充分反映了供需形勢，實現了資源在更大空間范圍的優(yōu)化配置和經濟調度，文件提出對省間市場在目前僅工作日開市的基礎上，要在2023年底前具備連續(xù)開市能力。
進一步完善適應高比例新能源參與市場下的中長期交易機制
新能源波動性大、長周期預測準確率低等問題，使得中長期合約在現貨市場面臨明顯的發(fā)電量偏差風險和曲線偏差風險，高買低賣現象時有發(fā)生。為更好發(fā)揮中長期交易在穩(wěn)定市場預期的作用，文件提出三點完善方向。
一是增加中長期合約調整靈活性，優(yōu)化中長期合同市場化調整機制，縮短交易周期，提高交易頻次，完善交易品種。另外，對于現貨地區(qū)，文件還要求中長期交易要做到連續(xù)運營，并做到縮短中長期交易與現貨交割時間至D-2，為包括新能源在內的全部市場主體提供更多調整合約倉位的手段和機會。
二是適當放寬年度中長期合約簽約比例。文件提出，為更好適應新能源參與現貨市場的要求，對新能源占比較高的省份，可研究適當放寬年度中長期合約簽約比例。文件未提及放寬新能源整體中長期合約占比，但仍以長周期跨度的年度中長期合約起始，放寬了對年度中長期合約簽約比例要求。同時，新能源波動性給全部市場主體均帶來影響，年度中長期簽約比例放寬也應當針對全部市場主體，尤其用戶側需要同步調整，避免出現反向提高發(fā)電側其他市場主體中長期簽約比例的情況。
三是綠電交易納入中長期交易統(tǒng)一規(guī)范管理。在市場初期，為擴大綠電交易規(guī)模，綠電優(yōu)先出清、優(yōu)先調用、優(yōu)先結算，造成新能源中長期交易電量的割裂，也不利于市場公平。今年7月發(fā)布的1044號文提出，綠證隨綠色電力一同交易，交易合同中應分別明確綠證和物理電量的交易量、交易價格，綠證和綠電交易電量結算分別進行，本文件則進一步明確要求，綠電交易合同電量部分將作為普通中長期合約電量，按照市場規(guī)則平等參與結算。
對現貨市場下輔助服務市場的建設提出要求
一是回答了電力現貨市場和輔助服務市場的關系?，F貨市場承載著電能量資源優(yōu)化配置的重要任務，在整個電力體系發(fā)揮著核心作用，輔助服務是對電能量市場的補充，輔助服務是配套現貨市場而建設，補充完成在電能量市場無法完成的平衡、調節(jié)、可靠性保障等服務。不斷加強現貨與輔助服務的有序協(xié)調，尤其在交易時序、市場準入等方面做好銜接，做到二者功能不重疊、銜接順暢、運轉有效，將極大提高電力系統(tǒng)整體運行效率，并具象化凸顯電力商品的多元價值。
二是明確了輔助服務可向用戶側疏導的前提。作為電力系統(tǒng)產品輸送和消耗的終端，用戶享受著電力系統(tǒng)提供的穩(wěn)定、可靠電力，應為電力商品整體付費?，F貨市場能夠發(fā)現輔助服務的機會成本與價值，為合理疏導輔助服務成本，文件提出以現貨市場連續(xù)運行作為前提條件，將允許調頻輔助費用向用戶側疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一個，疏導一個”的原則另行確定疏導時機及方式，實現了輔助服務費用向用戶側疏導在政策層面的突破。
探索建立容量補償機制
省內/區(qū)域內的可靠性電源，尤其是煤電機組發(fā)電利用小時數呈下降趨勢，及時建立容量補償機制將有效彌補煤電等可靠性電源減少的電能量收入，能夠有力支撐煤電從電量供應主體向電力供應主體的戰(zhàn)略轉型。容量補償工作開展需要避免“一刀切”，文件要求各地要推動開展各類可靠性電源成本回收的測算，對于利用小時數較低的地區(qū)，要盡快明確建立容量補償機制的節(jié)點和方案，實現對可靠性電源容量價值的合理補償。
與其他各類型政策的銜接
一是與1439號文的銜接。文件明確提出要嚴格落實燃煤發(fā)電上網側中長期交易價格機制。1439號文中明確規(guī)定要有序放開全部燃煤發(fā)電量上網電價，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，電力中長期交易限價區(qū)間對照的也是長協(xié)煤的限價區(qū)間。因此，1439號文中對0.8~1.2倍的價格區(qū)間限制也是標定的發(fā)電側上網點價格，而非用戶側價格或加權平均價格，但目前五個連續(xù)結算試運行地區(qū)均將限價限在了用戶側價格，倒算至發(fā)電側上網點的中長期交易價格實際被“打了折扣”。
二是科學完整傳導現貨價格信號，減少結算環(huán)節(jié)行政干預?，F貨市場出清生成的價格自帶時間和空間屬性，但若想真正實現時間、空間價格信號向市場主體傳導，關鍵在于結算環(huán)節(jié)，主要表現為結算公式科學完整和減少結算環(huán)節(jié)干預。
三是加強現貨出清限價與價格形成機制的協(xié)同銜接。文件分別就現貨市場出清上限、下限提出兩點要求：對于現貨市場出清上限價格要求起到鼓勵調節(jié)電源頂峰的作用，并與需求響應價格銜接；下限價格設置可參考當地新能源平均變動成本。
當前各地需求側響應價格普遍高于現貨市場出清限價，從保障電力平衡的角度來看，兩種手段實現的效果一致。若兩套機制執(zhí)行的補償標準不一，也是資源的不合理利用，也并未實現社會福利最大化的運行效果。
下限價格設置方面，現貨試點運行地區(qū)應充分認識新能源負變動成本，應在當前出清下限設為0價的基礎上進一步降低出清下限為負值。
四是與產業(yè)政策的銜接。首先，對于新能源入市進度，采用國家把控關鍵節(jié)點、各地制定執(zhí)行方案的思路進行。文件明確，按照2030年全國新能源全面參與市場的時間點，將分步實施方案制定權下放到各地，由各地結合實際情況制定新能源參與市場方案。其次，分布式發(fā)電蔓延式發(fā)展給各地電網帶來沖擊，文件提出在分布式新能源裝機占比較高地區(qū)，要推動其上網電量參與市場，能夠通過市場信號遏制分布式發(fā)電無序投資。再次，文件明確，目前暫未參與現貨市場的新能源要全部作為價格接受者參與現貨出清，雖可以暫不按現貨價格結算，但要充分進行信息披露，并按規(guī)則公平承擔相應的不平衡費用。
五是與代理購電制度的銜接。文件再次明確代理購電僅能通過場內集中交易（不含撮合交易），并以報量不報價等方式，作為價格接受者參與現貨市場出清和結算。
