新政策进一步加强中长期、现货联动机制设计

为深入贯彻落实国家进一步深化电力体制改革相关文件精神，规范电力现货市场运营和管理，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，国家发展改革委、国家能源局于近日联合印发《电力现货市场基本规则》(发改能源规〔2023〕1217号)(以下简称《规则》)。结合多年来各地区电力现货运营情况，征求多方意见后，编制而成的《规则》在内容上更加贴合各省电力现货交易实际运行情况，关注电力现货市场运行实际存在的困难重点，为今后电力现货交易发展规划指出了明确方向。

(来源：微信公众号“电联新媒” 作者：王大鑫)

背景介绍

2015年3月15日，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。截至目前，第一批现货试点中，广东、山西、山东、甘肃、蒙西已经开展连续结算试运行，福建电力现货市场建设第二阶段已进行多次调电试运行;第二批现货试点除上海外，均已完成短周期结算试运行，湖北率先开展长周期结算试运行;非试点地区中，江西进展最快，已开展多轮次调电试运行并进行试结算，其他制定市场方案的非试点地区均已开展模拟试运行;南方区域市场已经模拟运行超一年，期间开展多次调电试运行;建设全国统一大市场已取得初步成效，《规则》的发布，明确了电力现货市场建设发展的大方向和基本框架，各地区在此基础上结合自身实际量身制定规则方案，无疑会加快我国电力市场体系建设。

《规则》对目前中长期市场和现货市场的影响

《规则》内容包含总则、总体要求、市场成员等十三部分内容，在之前发布的征求意见稿的基础上进行了合理的修改。其中建设路径部分提到了要加强中长期市场与现货市场的衔接问题，这是近期市场建设中非常重要的部分，现对《规则》中关于中长期与现货衔接部分进行解读，以及个人对中长期、现货机制设计方面的思考和建议梳理如下：

《规则》的发布加强了中长期市场与现货市场的衔接

中长期市场与现货市场本质上没有主次之分，仅为职能不同，中长期市场在于规避价格风险，现货市场在于平衡供需，二者的有机联系是电力市场建设的关键内容。但已知试运行地区中，存在中长期未能按照《规则》要求签订带曲线的中长期合同，曲线分解过于简单，中长期交易周期、频次不够短等问题，导致市场结算环节产生争议。

在曲线分解方面，有的地区年度交易合同并未约定曲线，且可在年内滚动，试运行期间，中长期曲线分解是以调度下达发电量计划为依据，而并非根据中长期合同实际持有量作为依据，造成其与现货市场衔接出现矛盾;有的地区将月度电量按天均分，然后根据分时段电量，按照分时段小时数分解成三条水平曲线的分解方式过于简单，给出的中长期曲线无法支撑市场主体制定合理的报价策略。

在中长期交易周期、频次方面，有的地区存在交易周期不够短、频率不够高的问题，以年度、月度为主，并对中长期签约比例有硬性的要求。对新能源企业而言，由于出力波动特性，现有中长期交易频次可能使其难以根据出力预测来优化调整中长期交易曲线，极大制约了中长期交易规避现货价格波动风险的能力。

《规则》的提出，明确了经营主体应确定中长期交易合同曲线或曲线的形成方式，约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素，并要求市场运营机构开展中长期分时段带曲线交易，增加交易频次，缩短交易周期。无疑规范了各地区中长期市场与现货市场衔接机制的相关设计，为后期更好地开展全国大市场打牢了衔接基础。

对现行中长期、现货市场机制设计方面的思考和建议

总体上看，各地区试运行情况相对稳定，主体多元、竞争有序的电力交易格局基本形成，《规则》的提出为各地区的电力现货市场建设指明了方向，但目前看，中长期市场规避风险，现货市场发现价格，优化资源配置作用有些许欠缺。

一是市场限价方面，目前各地区对市场价格进行了一定的限制，价格虽相对稳定，但合理配置资源的作用被大大削弱。理论上，市场限价应充分考虑供需情况和失负荷价值，在供小于求和供大于求时，市场将分别产生极高和极低的(甚至负价)价格去引导用户侧作响应，给发电侧提供合理控制投资的信号，最后逐步实现出清价格趋向发电边际成本，实现社会福利最大化。但目前看，部分地区大多出于稳价目的对市场限价力度过大，价格变化不充分，可能造成出清结果没有反映真实的价格信号，无法正确反映电能供需关系，不能及时引导电源、电网作出合理规划。

建议根据各地区实际情况，进一步放宽市场价格上下限范围。《规则》中第四章也提到了市场限价的设定应综合考虑成本、失负荷价值、经济发展水平多方面因素。合理提高上限值可激发机组顶峰发电意愿，即使在燃料成本上涨时依然可以保证电源供应充足，吸引更多的发电侧投资，引导用户侧削峰填谷;另外，由于新能源变动成本极低，且拥有补贴或绿证收益，随着各地区逐步建立容量成本回收机制，新能源占比较高的地区应逐步调整下限价格设置(负值)，这样可以进一步提升新能源的消纳率，助力实现“双碳”目标。

二是新能源高比例签约中长期方面，在一批试点省份中，蒙西、甘肃出清价格与新能源出力联系最为密切，日前出清(预出清)价格曲线和实时出清价格曲线形状变化大的主要原因均是新能源预测出力不准。鉴于新能源的发电特性，中长期合同锁定价格、对冲风险的功能与作用，对新能源发电而言可能很难实现，高比例签约对新能源来讲没有起到“压舱石”的作用，反而成了“压倒骆驼的稻草”。

建议放宽新能源签约中长期合约比例。《规则》中第二章建设路径部分，明确表达了要稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，并与新能源保障政策做好衔接。硬性的高比例签约在某些方面已不能满足当前政策文件的要求，建议结合地区实际情况，逐步放宽新能源签约中长期合约比例，并通过开展短周期、高频率的中长期交易，采用合适的调整机制，更大限度地提升新能源企业优化调整中长期交易曲线的能力，以及与目前现货市场的衔接能力，为后期新能源的全面入市做准备。

展望

电力市场改革并非一蹴而就，需要在国家和地方政府、市场参与者、行业专家等多方共同努力下不断推进。《规则》的发布是从国家层面推动电力市场体系建设的重要一步，为我国电力市场的健康、有序发展提供了坚实的制度保障。随着电力市场改革的不断走向深水区，未来我国各地区的电力市场建设将更加规范和高效，逐步实现建设全国统一电力大市场的目标，为我国能源转型作出更大的贡献。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力从业者。