新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步推进，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。今年国务院印发《要素市场化配置综合改革试点总体方案》提出，支持试点地区完善电力市场化交易机制，开展电力现货交易试点，完善电力辅助服务市场。本期聚焦电力市场化改革邀请专家探讨。

主持人：电力现货交易市场试点进展如何？解决现货市场建设中存在的问题，国际上有哪些可借鉴经验？

陈启鑫：自2017年8月国家发展改革委、国家能源局发布第一批电力现货交易市场试点以来，我国电力现货市场建设稳步推进。其中，广东、山西、山东、四川、甘肃5个试点地区已于2021年启动现货不间断试运行，并持续运行至今，期间结合试运行情况对规则进行了更新迭代；浙江和蒙西近期更新了现货市场相关规则，浙江将在新规则确定后开展现货市场模拟与调度试运行，蒙西于2022年6月1日启动连续结算试运行；福建自2020年启动长周期结算试运行以来，一直以发电侧单边参与方式开展，近期正修订市场交易规则，待通过后推动模拟与结算试运行。2021年3月，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等第二批现货试点名单公布。

目前我国电力现货市场试点共有14个，电力现货市场建设成效显著。其一，充分体现了现货市场对电力资源的价格发现作用。在现货市场机制下，市场主体提前申报供给与需求投标，并由市场运营机构统一出清，形成分时段市场出清价格，体现了电力能源不同的时间价值属性；在系统网络传输线路出现阻塞时，每个区域与节点会产生不同的电价，体现了电力能源不同的空间价值属性。在不同时间与空间价格信号影响下，市场主体被引导更科学地用能。其二，多元市场主体有序参与并享受市场机制释放的社会福利。目前许多试点地区已实现发电、用电双侧参与，通过双侧主体报量报价形式，共同参与资源优化配置。其三，实现了中长期合约与现货市场交易有效衔接。一般而言，市场80%以上的交易电量在中长期交易中锁定，以规避风险。但是很多中长期交易合约只确定了电量与价格，未就详细电力结算曲线达成一致，与现货市场衔接存在难题。部分试点省区已提出现货市场标准化结算曲线等解决方案，实现了中长期交易与现货市场高效衔接。

电力现货市场有序发展，但仍存在部分问题有待解决：各地电力现货市场建设进展和交易规则尚存差异，给建设全国统一电力市场带来一定挑战；电力现货市场试点机制对高比例新能源考虑尚不完善，新型电力系统下的市场运行存在不确定因素；部分地区电力现货市场开放程度有待提升，参与门槛和交易限制需进一步放宽，以加强资源优化配置的广度与深度。

我国拥有世界上规模最大的电力系统，在实践中探索形成了独具特色的电力现货市场组织模式，在保障电力能源安全稳定供给基础上实现资源优化配置。因此解决电力市场存在的问题，需因地制宜探索解决方案。不过对于一些电力市场发展的共性问题，仍能从国际成熟市场中获取经验。

多层次市场协同方面，近年来欧洲与美国均出现了跨区域、大范围电力现货协同市场，以应对高比例新能源带来的挑战，对我国建设全国统一电力市场体系有一定参考价值。在未来电力现货市场建设过程中，建议设计多层次市场协同架构与统一标准现货市场规则体系，对跨省区与省区内交易时序、交易出清与结算模式机制给出指导意见，以兼容多个省区现货市场的运行机制。

新型电力系统适配机制方面，欧洲、美国加州等具有高比例可再生能源的地区，普遍开始探索面向高比例新能源的市场机制，对现有机制进行修正。例如，出台激励市场主体提供灵活爬坡等新型辅助服务机制，为火电等提供系统可靠性支撑的电源提供容量补偿或组织容量市场，针对高比例新能源引起的能量价格信号消失问题提供稀缺性价格机制等。

市场有序运行方面，近两年能源价格存在较大波动，美国加州、得州以及澳大利亚等地区在不同时间出现缺电、限电或暂停市场事件。受益于稳健的电力现货市场机制，我国电力市场价格始终保持在较为稳定的水平。不过，市场准入门槛过高、仅允许单边主体参与等约束，也在一定程度上限制了资源优化配置效率，建议在维护市场秩序前提下尽可能提高资源优化配置效率。