一文读懂两部委电力现货市场新政策：对各类主体将产生重大影响

中国储能网讯：近期，国家发改委、能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》）。现货市场是电力市场改革的核心，此举能进一步深化电力体制改革，加快建设全国统一电力市场体系，以市场化方式促进电力资源优化配置。作为最重要的电力定价机制，纳入现货市场的地区、主体大幅扩维，现货价格向中长期、终端电价的传导，以及现货市场与其他市场品种衔接加强，将对新能源、新型储能等主体的经营方式产生重大影响。一切旧模式都将发生改变！

一、重点内容

《通知》对加快推进电力现货市场提出了十方面的工作任务，每条都言简意赅但均涉及现货市场建设过程中的难点问题，《通知》对于确定现货市场各方面原则和发展方向，意义十分重大。重点内容梳理如下：

1.目的和进度要求

加快推进电力现货市场建设，对于发现分时电价、实现高峰电力保供和低谷新能源消纳、确保电力安全具有重要的现实意义。全面推进电力现货市场建设，形成有效市场价差，反映电能供需关系，做到电价能升能降。

支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区（广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。其他地区尽快开展现货市场建设工作。2022年6月底，省间现货交易启动试运行。

2.参与现货交易的市场主体大幅扩容

一是加快推动用户侧全面参与现货市场交易。2022年3月底前，第一批试点地区，参与中长期交易的用户侧全部参与现货交易。第二批试点应按照用户侧参与现货市场设计市场方案。推动购电曲线（含省内和省间）按照代理工商业用户典型用电曲线、居民和农业用户典型用电曲线确定。推动代理工商业用户、居民和农业用户的偏差电量分开核算，并按照现货价格结算。

二是加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场。做好放开优先发用电计划与现货市场建设的衔接，配合优先发用电计划放开规模，同步推动各类型电源参与现货市场。引导储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂等新型市场主体，以及增量配电网、微电网内的市场主体参与现货市场，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。2022年底前，可先针对部分电源建立容量补偿机制，更好保障电力系统安全稳定运行。

3.与其它电力市场品种的衔接

一是统筹电力中长期交易与现货交易。逐步建立“长协定量、现货定价”的市场机制。进一步完善与现货交易相衔接的分时段交易机制，优化中长期交易时段划分方式，可基于近年电网供需情况和现货交易形成的峰谷等分时段电价确定市场限价。推动中长期交易按照“顺价模式”形成价格。提高中长期交易灵活性，缩短交易周期，提高交易频次，现货市场实际运行地区，2022年二季度应具备中长期按周连续开始的条件。

二是统筹电力辅助服务交易与现货交易。完善调频辅助服务市场，加快备用辅助服务市场建设，可再生能源占比较高地区可探索爬坡等辅助服务品种。加强调峰辅助服务与现货市场的融合，在现货市场内推动调峰服务。加快推动辅助服务成本向用户侧疏导。

三是做好省间市场与省内现货市场的有效衔接。加强跨省跨区交易与省内现货市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，跨省跨区交易结果作为省内现货的增量和边界条件。有序推动跨省跨区优先发电通过“网对网”“点对网”方式开展市场化竞价，推进多年度长协交易。循序渐进推动“点对点”交易，在部分具备条件的现货试点地区进行探索。

4.有序推动新能源参与市场交易

构建主要由市场形成新能源价格的电价机制，推动新能源自愿参与电力交易，充分体现新能源的环境价值和系统消纳成本，引导绿电中长期交易电价对标燃煤发电市场化交易电价，带有绿证的绿电要合理设置价格下限。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场，按照现货规则进行偏差结算，对由于报价原因未中标电量不纳入新能源弃电量统计。

二、重大影响

1.现货市场将成为电力系统发用电平衡的重要机制

“无现货、不市场”，现货市场是发现电力时间供需不平衡的手段，形成有效市场价差以反映电能供需的稀缺性，高峰时段激励电源多发电同时促进负荷错避峰，反之促进电源少发电和刺激负荷多用电，从而通过价格信号促进高峰保供和低谷新能源消纳。现货市场发现电力价格时间曲线并以分时电价的形式向中长期、终端用户传导，将改变行政划分的峰谷电价值和固定峰谷时段的概念。

2.深刻影响各类主体的经营方式

加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场意义重大，明确了现货市场作为统一规则市场，打破了原来电源、电网、负荷的管理体制分割，各类主体、各种产权资产均可平等进行同台竞价，能进一步打破市场力，真实反映电力价格。对不同类型主体具体而言：

一是优先发用电计划的各类电源，如核电、大水电可参与现货市场，当前电力供不应求的情况下增厚此类电源的收益；

二是新型储能、虚拟电厂、分布式能源、电动汽车等新型主体可自由参与现货市场，完善了新型主体盈利模式；

三是2022年底，对于电力系统安全稳定运行需要、但现货市场不足以回收成本的电源方式，建立容量补偿机制回收投资成本，此类电源比较适用于投资较高、但调节性能较好的新型储能。

3.新能源参与现货市场遵循有序、有利的原则

由于新能源功率预测难、调节能力弱，且大发阶段往往造成“价格踩踏”等问题，新能源很难适应当前电力市场规则，运营商一般视市场化交易为“洪水猛兽”。但从《通知》的相关内容来看，新能源参与电力市场仍将遵循有序进入的原则，规则设计也将有利于新能源的发展。具体来看：

一是推动新能源“自愿”（非强制）参与电力交易，通过市场手段充分体现新能源的环境价值。

二是价格有保障。绿电中长期交易电价对标燃煤发电市场化交易电价，带有绿证的绿电要合理设置价格下限，确保了绿电中长期交易电价水平，并由其绿色属性产生环境溢价。

三是消纳和收益有保障。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求。提出在“保障新能源合理收益”的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场，从而锁定价格。

4.提升用户在现货市场定价中的主动性

当前参与中长期交易的大量用户未参与现货市场，制约了供需互动。推动既有市场用户和新型用户参与现货交易，实现源网两侧主体都能充分进行竞价互动，电价高时段用户减少用电抑制电价上升，反之抑制电价下跌，有利于促进电力供需平衡和稳定现货价格，提升用户在现货市场定价中的主动性。

5.实现价格信号纵向、横向间贯通

一是在时间纵向上，逐步建立“长协定量、现货定价”的中长期+现货机制，实现中长期市场参照现货市场形成的时段电价曲线进行定价，实际上形成了现货价格的传导，中长期按周连续交易，保证了现货市场价格更快传导，更及时反映供需关系；也能更快进行滚动纠偏，提升电力平衡能力，对于稳定现货市场价格产生作用，从而使中长期与现货市场形成闭环联动关系。

二是在空间横向上，省内现货与跨省跨区现货交易相衔接，在发现时间电力供需不平衡的同时，也能发现空间电力供需不平衡产生的区域价差，从而实现电力价格信号的更大范围流动，达到资源的全网优化配置。由于前期政策文件确定的跨省交易可再生能源电力优先的原则，有利于打破“省间壁垒”，充分利用省间通道剩余能力，最大限度促进可再生能源跨省消纳。

三、延伸

现货市场的加快建立，在电力市场中真正形成了价格变量，从而成为市场主体追逐利益的指挥棒。变化已无处不在，首先要改变的是思维方式，计划电价将成为历史，市场主体亟须扭转依托固定价格、固定电量和固定时段进行决策、经营的惯性思维，首先需要具备的是风险预判和管理能力，包括更精确的供需情况和价格分布预测能力、更灵活的收益锁定手段和更强的发用电调节能力。

原文件如下：