加快电力现货市场建设正当其时

一枚种子，从破土萌发到绿荫如盖，需要经过漫长的成长与历练。

2015年，以《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发9号文）的印发为标志，我国掀起了新一轮电力市场化改革序幕。9号文提出，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。

至今8年有余，我国多层次统一电力市场体系已初具雏形，交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务，交易范围覆盖省间、省内，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现。

欣喜看到，素有反映电力供需形势“风向标”之称的电力现货市场，启动试点工作6年以来，历经曲折蹒跚，目前已有6个试点进入不间断连续试运行，充分验证了现货市场在优化资源配置、保障电力供应安全和促进新能源消纳方面的积极作用。

新形势新要求下，面向可再生能源跃升式发展，加快构建新型能源体系的未来，深化电力现货市场建设的探索任重而道远。

电力现货市场是全国统一电力市场体系的重要组成部分。2017年，我国电力现货市场建设试点工作正式启动。

第一批试点的南方（以广东为起步）、山西、浙江、四川、福建、山东、甘肃、蒙西8个地区2021年完成季度以上的结算试运行，2022年山西、甘肃、山东、广东等地区实现长周期不间断试运行，并按照“边试边改”的原则，不断完善市场规则及配套机制，实现了由“短周期运行”转为“连续运行”。

第二批试点的上海、江苏、湖北、河南、辽宁、安徽6个省份市场建设稳步有序推进。其中，江苏是第二批电力现货试点中首家完成模拟试运行和调电试运行的省份，湖北于今年9月1日起正式开展现货市场长周期结算试运行，辽宁于今年9月12日起开展现货市场长周期试运行。

除省内现货市场外，省间现货的推行，旨在强化电力跨省区的市场化交易，实现更大范围的资源优化配置。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，在2025年“全国统一电力市场体系初步建成”，要求“跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高”，再次强调跨省跨区电力市场的重要性。

2022年1月1日起，省间电力现货市场启动试运行，先后完成周、月度、季度结算试运行，从7月1日起进入半年结算试运行。南方、京津冀区域电力市场试点建设工作稳步推进，2022年7月以来，南方区域现货市场开展了模拟运行和多轮调电运行，市场范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南5省（区），预计年底前将分阶段、分批次开展短周期结算运行。

深化电力体制改革取得了可喜成绩，电力市场体系建设取得了积极进展——我国已逐步构建起了中长期、现货、辅助服务交易相结合的电力市场体系。

电力现货市场发现价格的意义在于，既反映电力市场的即时供需关系，其出清结果又直接作用于电网调度运行，促进市场运营与系统运行深度融合。

有效提升电力安全保供能力。在电力供需紧张时段，现货市场时段性高电价激励着各类电源顶峰发电，也引导电力用户降低非必要的用电需求。

在山东，今年迎峰度夏期间创新推动发电侧分时电价全链条分时传导到终端用户，高峰高电价激励今年度夏期间发电能力提升了270万千瓦、电力用户晚高峰负荷削减了200万千瓦，有力支撑起全网今年最高负荷10次破亿、两创新高。

在山西，通过现货市场实现电价分时、分日和分月波动，引导火电企业有效参与电力平衡。2022年迎峰度夏期间，山西省内现货市场发电侧交易均价0.62元/千瓦时，高于燃煤发电基准价0.288元/千瓦时；省间现货市场交易价格充分反映市场供需，充分激发了煤电机组发电保供的积极性。在全省用电负荷同比增长8.8%的情况下，山西现货市场不仅保障了省内电力可靠供应，晋电外送省份也由14个增加到22个。

有效促进清洁能源消纳。新能源大发时段，通过现货市场价格信号引导火电企业压降出力、电力用户提高用电需求，扩大新能源消纳空间。

蒙西现货市场推动包含新能源在内的网内主要电源无差别参与市场竞争，市场化率93.9%。建立起适应新能源广泛参与的现货出清机制。试运行以来，该地区燃煤机组调节能力同比增加450万千瓦，发电能力同比增加600万千瓦，深调消纳新能源电量19亿千瓦时，市场机制保供电、促消纳作用突出。

有效激励灵活调节资源参与系统调节。推动火电向基础性、支撑性、调节性电源转型，激励分布式电源、储能等新型主体发展，引导用户由“按需用电”逐步向“按价用电”转变，提升电力系统稳定性和灵活性。

甘肃充分调动源网荷储各方调节能力，负荷曲线更加适应新能源发电特点。2022年起，甘肃电网系统最大用电负荷由晚高峰18时转移至中午11时，削峰填谷负荷200万千瓦。储能根据现货市场价格信号“低充高放”，甘肃全省52座储能电站（容量126万千瓦）最大充电功率115万千瓦，最大放电功率123万千瓦，充分释放储能设计能力。

广东现货市场以“社会福利最大化”为优化目标，发挥促进节能降碳的作用，同时释放出精细化的时空价格信号，引导电源、电网、新兴主体科学规划、合理布局，激发社会活力，形成能源多元化产业生态。

随着当前新型电力系统运行特性的变革，新能源高速发展、电力安全保供以及多市场有效衔接等需求持续增强，电力现货市场建设面临着新的形势。

近年来，我国电力需求稳步增长，局地供应呈现趋紧态势，尖峰负荷特征日益凸显，规模持续增加但累计时间短、出现频次低、所占电量小，增加了投资成本与保供难度。

以山东为例，记者从权威人士处获悉，山东当前电力供需形势总体趋紧，电力缺口呈现季节性、时段性特点。如2022年，山东直调火电机组利用小时数4221小时，比一般设计利用小时数低约1300小时。全年执行削峰需求响应总时长24小时，仅占全年总时长的0.27%。

“在电力供需形势趋紧，季节性、时段性供需矛盾显现的时期，发挥市场机制作用，引导用户削峰填谷，引导发电顶峰压谷，正是解决供需矛盾最有效的手段。”上述人士表示。

新能源快速发展同样带来了新的挑战。截至今年8月底，山东省并网新能源装机7575万千瓦，占山东总装机容量的37.7%。预计至“十四五”末，该省并网新能源装机将达到1亿千瓦以上。如何落实《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出的 “2030年新能源全面参与市场”的要求，保障新能源行业健康有序发展，是山东电力市场建设面临的主要问题和挑战。

“双碳”目标下，新能源大规模发展的未来让加快推进电力市场建设的诉求日益迫切。

“现货市场建设的核心目的是发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，即通过所反映的价格信号给市场主体一个鲜明导向去调节电力供需。”有关电力专家表示。

当电力供需趋紧的时候，一方面需要激励发电侧多发电，利用现货市场晚峰的高电价去激励市场主体自发响应市场价格；另一方面需要鼓励源网荷储高效互动，特别是给予包括储能、电动汽车等新型市场主体参与电力系统运行的价格信号，从而有效调动海量市场主体的生产消费行为。

“此前，现货市场还被认为是未来的一种更好的选择，但现在已成为一种必不可少的选择。”上述专家指出。