中國儲能網訊：為深入貫徹落實國家進一步深化電力體制改革相關文件精神，規(guī)范電力現貨市場運營和管理，推進統(tǒng)一開放、競爭有序的電力市場體系建設，國家發(fā)展改革委、國家能源局于近日聯合印發(fā)《電力現貨市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）（以下簡稱《規(guī)則》）。結合多年來各地區(qū)電力現貨運營情況，征求多方意見后，編制而成的《規(guī)則》在內容上更加貼合各省電力現貨交易實際運行情況，關注電力現貨市場運行實際存在的困難重點，為今后電力現貨交易發(fā)展規(guī)劃指出了明確方向。
背景介紹
2015年3月15日，中共中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，掀開了新一輪電力市場化改革的序幕。截至目前，第一批現貨試點中，廣東、山西、山東、甘肅、蒙西已經開展連續(xù)結算試運行，福建電力現貨市場建設第二階段已進行多次調電試運行；第二批現貨試點除上海外，均已完成短周期結算試運行，湖北率先開展長周期結算試運行；非試點地區(qū)中，江西進展最快，已開展多輪次調電試運行并進行試結算，其他制定市場方案的非試點地區(qū)均已開展模擬試運行；南方區(qū)域市場已經模擬運行超一年，期間開展多次調電試運行；建設全國統(tǒng)一大市場已取得初步成效，《規(guī)則》的發(fā)布，明確了電力現貨市場建設發(fā)展的大方向和基本框架，各地區(qū)在此基礎上結合自身實際量身制定規(guī)則方案，無疑會加快我國電力市場體系建設。
《規(guī)則》對目前中長期市場和現貨市場的影響
《規(guī)則》內容包含總則、總體要求、市場成員等十三部分內容，在之前發(fā)布的征求意見稿的基礎上進行了合理的修改。其中建設路徑部分提到了要加強中長期市場與現貨市場的銜接問題，這是近期市場建設中非常重要的部分，現對《規(guī)則》中關于中長期與現貨銜接部分進行解讀，以及個人對中長期、現貨機制設計方面的思考和建議梳理如下：
《規(guī)則》的發(fā)布加強了中長期市場與現貨市場的銜接
中長期市場與現貨市場本質上沒有主次之分，僅為職能不同，中長期市場在于規(guī)避價格風險，現貨市場在于平衡供需，二者的有機聯系是電力市場建設的關鍵內容。但已知試運行地區(qū)中，存在中長期未能按照《規(guī)則》要求簽訂帶曲線的中長期合同，曲線分解過于簡單，中長期交易周期、頻次不夠短等問題，導致市場結算環(huán)節(jié)產生爭議。
在曲線分解方面，有的地區(qū)年度交易合同并未約定曲線，且可在年內滾動，試運行期間，中長期曲線分解是以調度下達發(fā)電量計劃為依據，而并非根據中長期合同實際持有量作為依據，造成其與現貨市場銜接出現矛盾；有的地區(qū)將月度電量按天均分，然后根據分時段電量，按照分時段小時數分解成三條水平曲線的分解方式過于簡單，給出的中長期曲線無法支撐市場主體制定合理的報價策略。
在中長期交易周期、頻次方面，有的地區(qū)存在交易周期不夠短、頻率不夠高的問題，以年度、月度為主，并對中長期簽約比例有硬性的要求。對新能源企業(yè)而言，由于出力波動特性，現有中長期交易頻次可能使其難以根據出力預測來優(yōu)化調整中長期交易曲線，極大制約了中長期交易規(guī)避現貨價格波動風險的能力。
《規(guī)則》的提出，明確了經營主體應確定中長期交易合同曲線或曲線的形成方式，約定分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素，并要求市場運營機構開展中長期分時段帶曲線交易，增加交易頻次，縮短交易周期。無疑規(guī)范了各地區(qū)中長期市場與現貨市場銜接機制的相關設計，為后期更好地開展全國大市場打牢了銜接基礎。
對現行中長期、現貨市場機制設計方面的思考和建議
總體上看，各地區(qū)試運行情況相對穩(wěn)定，主體多元、競爭有序的電力交易格局基本形成，《規(guī)則》的提出為各地區(qū)的電力現貨市場建設指明了方向，但目前看，中長期市場規(guī)避風險，現貨市場發(fā)現價格，優(yōu)化資源配置作用有些許欠缺。
一是市場限價方面，目前各地區(qū)對市場價格進行了一定的限制，價格雖相對穩(wěn)定，但合理配置資源的作用被大大削弱。理論上，市場限價應充分考慮供需情況和失負荷價值，在供小于求和供大于求時，市場將分別產生極高和極低的（甚至負價）價格去引導用戶側作響應，給發(fā)電側提供合理控制投資的信號，最后逐步實現出清價格趨向發(fā)電邊際成本，實現社會福利最大化。但目前看，部分地區(qū)大多出于穩(wěn)價目的對市場限價力度過大，價格變化不充分，可能造成出清結果沒有反映真實的價格信號，無法正確反映電能供需關系，不能及時引導電源、電網作出合理規(guī)劃。
建議根據各地區(qū)實際情況，進一步放寬市場價格上下限范圍?！兑?guī)則》中第四章也提到了市場限價的設定應綜合考慮成本、失負荷價值、經濟發(fā)展水平多方面因素。合理提高上限值可激發(fā)機組頂峰發(fā)電意愿，即使在燃料成本上漲時依然可以保證電源供應充足，吸引更多的發(fā)電側投資，引導用戶側削峰填谷；另外，由于新能源變動成本極低，且擁有補貼或綠證收益，隨著各地區(qū)逐步建立容量成本回收機制，新能源占比較高的地區(qū)應逐步調整下限價格設置（負值），這樣可以進一步提升新能源的消納率，助力實現“雙碳”目標。
二是新能源高比例簽約中長期方面，在一批試點省份中，蒙西、甘肅出清價格與新能源出力聯系最為密切，日前出清（預出清）價格曲線和實時出清價格曲線形狀變化大的主要原因均是新能源預測出力不準。鑒于新能源的發(fā)電特性，中長期合同鎖定價格、對沖風險的功能與作用，對新能源發(fā)電而言可能很難實現，高比例簽約對新能源來講沒有起到“壓艙石”的作用，反而成了“壓倒駱駝的稻草”。
建議放寬新能源簽約中長期合約比例?！兑?guī)則》中第二章建設路徑部分，明確表達了要穩(wěn)妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，并與新能源保障政策做好銜接。硬性的高比例簽約在某些方面已不能滿足當前政策文件的要求，建議結合地區(qū)實際情況，逐步放寬新能源簽約中長期合約比例，并通過開展短周期、高頻率的中長期交易，采用合適的調整機制，更大限度地提升新能源企業(yè)優(yōu)化調整中長期交易曲線的能力，以及與目前現貨市場的銜接能力，為后期新能源的全面入市做準備。
展望
電力市場改革并非一蹴而就，需要在國家和地方政府、市場參與者、行業(yè)專家等多方共同努力下不斷推進?！兑?guī)則》的發(fā)布是從國家層面推動電力市場體系建設的重要一步，為我國電力市場的健康、有序發(fā)展提供了堅實的制度保障。隨著電力市場改革的不斷走向深水區(qū)，未來我國各地區(qū)的電力市場建設將更加規(guī)范和高效，逐步實現建設全國統(tǒng)一電力大市場的目標，為我國能源轉型作出更大的貢獻。
