加快电力现货市场改革正当时

　　日前，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(以下简称《通知》)。《通知》要求进一步明确现货市场建设要求，进一步扩大经营主体范围，统筹做好各类市场机制衔接，提升电力现货市场运营保障能力等部署。

当前电力现货市场建设面临三个问题

　　电力市场改革近年来一直在稳步推进。2015年，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系。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。2022年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，加快建设多层次统一电力市场体系。

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受中国经济时报记者采访时表示，《通知》内容丰富，主要是解决现实执行中的问题，目前电力现货市场的问题主要是地方政府的积极性问题以及电价问题。

　　南方电网能源发展研究院研究员刘重阳在接受中国经济时报记者采访时表示，经过几年探索，电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面作用显著，但还不够。当前电力现货市场建设主要面临以下三个方面的问题。

　　第一，电力供给方面，国内对电力系统的稳定性要求大于灵活性需求，电力市场体制改革背景下形成省间电力需求的竞争关系，降低了电力省间流动的积极性，导致现货市场中省间交易占比小。2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》奠定了电力市场改革以省为单位的推进格局，客观上导致各省更注重省内保供电，2022年省间现货交易电量占比不足1%，省间现货交易不活跃，减缓了全国统一电力大市场建设进程。

　　第二，电力需求方面，对低电价的预期影响地方推动电力市场化的积极性。我国的电力系统在全球范围内具备领先的稳定性和相对低廉的用电价格，居民用电价格低于全球平均水平0.18美元/千瓦时，工商业用电处于世界中等水平，存在一定的交叉补贴现象，现货市场将更多反映短期供需，减少部分“用电政策红利”，同时新能源的接入长期来看会推高用电成本，影响短期内各方推进现货市场的积极性。

　　第三，电力能源的省间配置存在技术壁垒，省间通道建设与各省发电端建设匹配度不高，特高压工程为代表的跨区、跨省电网建设滞后于风光大基地电源建设，制约着省间电量充分交换。

　　记者了解到，在持续优化省间交易机制方面，《通知》要求省间电力现货市场继续开展连续结算试运行，2023年底前具备连续开市能力。推动跨省跨区电力中长期交易频次逐步提高，加强与省间现货协调衔接，探索逐日开市、滚动交易的市场模式。

　储能+虚拟电厂有望发挥大作用

　　《通知》要求通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。持续完善新型主体调度运行机制，充分发挥其调节能力，更好地适应新型电力系统需求。

　　在林伯强看来，储能是配合光伏和风电的，虚拟电厂则是综合服务的，二者相结合对保障电力系统稳定性、实现“双碳”目标都是大有好处的。但应该看到，虚拟电厂本身并不发电，而是将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度，实现有效“削峰填谷”。与此同时，还可以提供调频、调压、备用等电力辅助服务，增强电网安全性。

　　“储能、虚拟电厂本身是技术层面的赋能，将提高电力系统的稳定性和灵活性，为推进现货市场奠定基础。虚拟电厂是一种更高效的用电模式设计，能放大电力资源分配过程中市场价格信号的作用，提升电力资源分配的经济效率。技术与交易机制两方面同时改进将提升整个电力系统的能源利用效率，有力支撑现货市场的构建。”刘重阳表示。

　　■中国经济时报记者 吕红星