現階段電力市場與政策的銜接關鍵點是什么，儲積電說！

儲積電認為現貨電力市場是中國統一、開放、競爭的電力市場體系的重要組成部分。當前，隨著“雙碳”目標和新型電力系統建設，電力系統運行機制和平衡方式發生深刻變化，新能源消納和供電保障面臨巨大挑戰，需要加快探索市場化解決方案。深化現貨電力市場建設，對于充分發揮價格信號的導向作用，通過市場機制保障電力實時平衡和電網安全運行，促進“雙碳”目標的實現和新型電力體系建設，提高電力資源配置和系統運行效率具有重要的現實意義。

中國現貨電力市場建設的進展

自2017年國家發改委、國家能源局啟動現貨市場建設試點工作以來，各地在探索中不斷前進，取得了明顯成效。從第一批試點看，南方8個地區(以廣東為起點)、山西、浙江、四川、福建、山東、甘肅、蒙西2021年完成4個季度以上結算試運行，山西、甘肅、山東、廣東2022年實現長期不間斷試運行，充分發揮現貨市場發現分時電價、反映市場供求的基礎性作用，邊試邊改。從第二批試點情況看，上海、江蘇、湖北、河南、遼寧、安徽6個試點省份市場建設穩步有序推進，江蘇完成一周多的結算試運行，安徽完成首次電力調度試運行，湖北、河南、遼寧、上海至少完成一次模擬試運行。其他18個非試點地區積極推進現貨市場建設。河北南部、河北北部、陜西、江西、貴州、重慶、海南、新疆、黑龍江、青海、廣西、天津、寧夏、湖南14個地區已完成現貨市場建設方案編制，正在加緊修訂完善規則，同步建設開發技術支撐體系。華南、京津冀區域電力市場試點建設穩步推進，2022年7月啟動南方區域市場模擬試運行。

同時，為有效解決新能源快速發展帶來的消納問題，國家發展改革委、國家能源局批準2017年啟動不同地區、不同省份間富余可再生能源現貨交易試點工作。通過挖掘不同地區和省份之間輸電通道的剩余容量，可以促進可再生能源在發送端的消納。五年來，16個省份2300多家可再生能源發電企業參與交易，累計減少可再生能源棄電量260多億千瓦時，有效培養了市場主體的市場意識，培養了市場人才隊伍，積累了市場建設和運營經驗，為跨省電力現貨市場體系的建立和完善奠定了堅實基礎。2022年11月，在跨省跨區可再生能源現貨交易的基礎上，國家發改委、國家能源局批復了跨省現貨交易規則，進一步擴大了市場主體參與范圍，顯著提高了市場交易范圍，完善了市場交易機制。自2022年7月起，跨省現貨開始試運行連續結算半年。

中國電力現貨市場建設成就

總體來看，現貨市場試運行進展平穩有序，發揮了現貨市場的資源優化配置作用，反映了一次能源價格波動，促進了可再生能源消納和能源轉型，激發了常規能源調控能力，增強了電力資源大規模優化配置能力。

現貨電力市場價格有效地反映了一次能源價格和電力供需的變化，從而實現了成本向用戶的有序轉移?，F貨市場結算試運行期間，現貨市場清算價格的上漲反映了動力煤等一次能源價格的上漲，實現了發電企業燃料成本向用戶的傳導，緩解了發電企業經營困難，以市場化手段解決問題。2021年12月，廣東現貨均價漲至0.682元/千瓦時，較同年5月上漲34%。現貨漲價促進燃煤成本向用戶傳導，有效緩解發電企業燃煤漲價帶來的成本壓力。

在現貨方面，通過提高價格上限和引入容量補償來刺激火電的峰值發電，有效驗證了現貨市場的保供作用。山西將現貨市場限價上調至1.5元/千瓦時。為了賺取高峰電價，火電企業積極注入石油和優質煤，提前消除設備短缺。2021年12月，燃煤機組阻塞容量減少約200萬千瓦，降幅達35%。將甘肅現貨市場限價提高至0.8元/千瓦時，有效鼓勵發電機組在電力供應緊張時主動錯峰發電，提高供電能力。2021年累計新增電量將超過90億千瓦時。山東實行0.0991元/千瓦時的容量補償機制，有效降低了燃煤機組的阻塞容量。2021年12月，燃煤機組阻塞容量減少約112萬千瓦，下降10.53%。

跨省即期市場成功啟動連續結算試運行，跨省電力優化配置能力進一步提高。從試結算情況來看，一是擴大了資源優化配置范圍，跨省電力現貨交易范圍由原來的“跨區、跨省”擴大到“所有省份”，大大提高了電力資源配置的靈活性。二是余缺互助能力增強，平衡緊張的省份通過跨省電力現貨交易購電滿足自身平衡需求，大大減少了節前和白天的應急調度需求；新能源發電在更大范圍內得到消納。在試結算期間，新能源日均交易電量較不同地區、不同省份之間的富余可再生能源現貨交易有明顯提升。三是市場交易類型豐富。新增火電企業參與省際現貨電量交易后，平均交易價格高于省內中長期平均價格，提高了收益水平和發電積極性，增加了全網可用資源。

中國電力現貨市場建設面臨的挑戰及下一步建議

現貨電力市場的系統化建設是構建新型電力系統、實現“雙碳”目標的重要保障。作為全國統一電力市場體系的重要組成部分，現貨電力市場需要不斷加強市場機制與政策的整體銜接，立足中國國情進行探索和實踐。目前，我國電力現貨市場建設面臨的挑戰和下一步的建議如下:

省內市場與省外市場的銜接。

在全國統一的電力市場體系指導下，按照“統一市場、兩級運行”的市場運行模式，初步實現了省際電力現貨市場、區域輔助服務市場和省內電力現貨及輔助服務市場的聯合運行。隨著省際和省內市場的快速發展，省際和省內市場的聯系日益突出。目前各試點省份普遍將省際市場的結果作為省內市場的邊界條件。近期市場按照時間順序進行省內現貨市場預清算、省際現貨市場和區域輔助服務市場正式清算、省內現貨市場和輔助服務市場正式清算。省際和省內市場運行時序和交易流程緊密配合，單個時序延遲就可能影響后續整個交易流程。

為進一步加強省際和省內市場銜接，可以從功能定位、交易時機、偏差處理、交易規則等方面探索新的省際和省內市場銜接機制。

在功能定位上，省際市場定位于保障國家能源戰略實施，實現大規模資源優化配置，促進可再生能源消費；省內市場主要保障省內資源優化配置、電力供需平衡、安全供電秩序。

在交易順序上，按照省市場預清算、省市場正式清算、省市場正式清算的順序，保證了市場運行與電網運行的緊密銜接。

在偏差處理上，根據偏差產生的原因區分省與省內的偏差，根據省與省之間的市場規律處理偏差。在交易規則方面，將推動省際和省內市場在市場準入、申報、清算、結算等關鍵環節和核心規則上保持一致，為發展全國統一的電力市場奠定基礎。

新能源市場參與

為落實“雙碳”目標，新能源裝機規模將繼續快速增長。正確處理新能源發展與電力市場建設的關系十分緊迫。目前，存在以下問題:

一些新能源還沒有參與市場。部分試點地區新能源已按照保底購買政策全額購買，尚未參與市場。隨著新能源的大規模開發和發電成本的降低，不計經濟成本無限覆蓋的保障政策難以為繼，迫切需要通過市場化機制促進新能源消納。二是新能源在部分地區的市場收益不及預期。在一些新能源比重相對較高的地區，受新能源發電特性、保證購買力下降、市場化電量增加、中長期交易價格偏低、電量預測準確率不高等諸多因素影響，參與市場后的電力收益不及預期，部分新能源企業經營困難，可能在一定程度上影響新能源項目投資積極性。三是高比例新能源的市場機制有待完善。試點地區在新能源市場消納機制建設方面進行了有益探索，但市場機制有待進一步完善，亟待加強市場機制、保障政策和配套機制的整體銜接。

為了推動建立適應新能源高比例的市場機制，可以從以下三個方面努力:一是建立適應新能源產出特點的市場機制。對于中長期交易，完善新能源中長期交易曲線的形成機制、偏差調整和考核機制；鼓勵電力用戶簽署長期購電協議(PPA)；5-10年與在建新能源企業；研究完善大型風、光、火電基地捆綁交割交易和平衡責任機制；增加中長期交易頻率，縮短中長期交易周期，在條件允許的情況下推進中長期分時能源大宗交易。針對電力現貨市場，鼓勵新能源報價參與現貨市場，未中標電量不納入風電電量考核；推動新能源企業在現貨市場承擔電量預測責任和偏差成本；省內富余發電能力可參與跨省現貨交易。針對輔助服務市場，新能源占比高的地區可以探索引入爬坡等新型輔助服務，建立合理的輔助服務成本分擔機制，讓新能源機組公平承擔系統調節責任。二是積極開展綠色電力交易。鼓勵放棄所有補貼存量機組和增量平價機組的電力參與綠色電力交易，充分體現綠色電力的環境價值。將綠色電力交易作為工商用戶落實消費權重、碳排放指標和能耗“雙控”要求的主要方式，引導有需求的用戶直接購買綠色電力。

用戶方參與市場問題

為了不斷促進用戶參與現貨市場，可以從兩個方面進行機制創新:一是完善用戶參與現貨市場的機制設計。初期可采取“報價量不報價”的方式，促進用戶積極參與現貨市場申報，培養市場主體意識，遠期逐步過渡到“報價量”，不斷提高用戶參與現貨市場的比例，擴大參與范圍。二是建立和完善電力零售市場。在不斷豐富零售套餐品種、創新零售套餐交易機制、降低用戶市場主體交易成本、提高用戶市場主體參與零售市場便利性的同時，督促售電公司提高負荷聚合和用戶曲線管理能力，建立零售市場偏差結算和風險防范機制，提高用戶市場主體參與意愿和積極性。

中長期市場、現貨市場和輔助服務市場的銜接

中長期交易是市場主體規避現貨市場價格波動風險的重要手段。加強中長期交易與現貨市場的整體聯系，對于穩定有序地推進現貨市場建設至關重要。輔助服務是保障電力系統安全穩定運行的重要支撐，輔助服務市場是輔助服務市場化交易的主要平臺，需要加強與現貨市場的整體銜接。

中長期市場、現貨市場和輔助服務市場的銜接主要存在兩個問題:一是中長期交易的頻率和靈活性有待進一步提高。目前大部分試點地區的中長期交易組織以年、月為主，對中長期交易的年用電量比例提出了具體要求。對于新能源企業而言，由于產量的極大不確定性，現有的中長期交易頻率使得中長期交易曲線難以根據產量預測進行優化調整，極大地制約了中長期交易規避現貨價格波動風險的能力，不利于未來“雙碳”目標下新能源的快速發展。二是輔助服務市場體系和交易機制有待進一步完善。目前輔助服務市場交易品種主要有調峰和調頻輔助服務，現貨試點地區已普遍實現調峰與現貨市場一體化。然而，由于輔助服務市場與現貨市場的緊密耦合，省際和省內兩級市場下現貨市場和多品種輔助服務市場的運行順序面臨著巨大的挑戰。

加強中長期和現貨市場與輔助服務市場的銜接，可以從以下兩個方面進行機制創新:一是多措并舉，增加中長期交易的頻率和靈活性，在年度和月度中長期交易的基礎上開展周交易和多日交易。有條件的地區可以探索不同時間段的連續中長期交易。同時，結合新能源特點，創新中長期交易品種，建立健全中長期轉讓、回購、置換等多種交易機制，給予市場主體更加靈活的調整空間。二是適應能源結構調整，不斷創新輔助服務品種。積極探索推出爬坡產品、系統慣性、快速調頻等新型輔助服務交易品種，滿足系統內爬坡能力快、調節性能好的供電需求，通過市場定價對此類機組進行經濟補償，建立和完善“誰提供誰獲利；誰受益，誰承擔”的輔助服務成本分擔和利益共享機制，激發市場主體參與和提供輔助服務的積極性。

容量補償機制

隨著“雙碳”目標的推進，電力系統運行呈現“三高兩峰”特征，新能源高比例接入，常規燃煤、燃氣發電機組利用率下降，導致收益減少。同時，由于新能源出力的波動性和間歇性影響，常規能源機組在未來電力系統中仍需承擔調峰等靈活調節責任。電力市場需要設計合理的容量機制，以支持建設新的常規發電容量所需的投資，并確保系統的可靠性和充足性。

為了加強運力補償機制與現貨市場的銜接，可以從兩個方面進行創新:一是探索建立市場初期的運力補償機制。在政府相關部門的指導下，通過計算機組容量補償標準和每臺發電機組的可補償容量，實現發電容量成本的合理補償。第二，隨著市場機制的逐步完善，可以探索建立產能市場機制。通過采用容量拍賣機制或戰略備用競價機制，火電、水電等發電企業以多年度、年度、月度為單位公平參與容量市場交易。市場運營機構進行系統的容量預測并組織容量市場的集中清算和購買，將容量的市場成本分攤給用戶。