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发布时间：02-2115:51东方财富信息股份有限公司

2019年，电力体制改革步入全面加速、纵深推进、落地见效阶段。

其中，电力市场建设加快进程，要求电力现货市场试点省份在2019年6月前实现模拟试运行；增量配电改革推进力度持续加大，试点项目将加快落地实施。这两方面预期将成为电力体制改革的主要着力点。

电力现货市场：全面加速

2018年，我国电力市场建设取得显著进展，发用电计划放开比例提升，市场化交易规模进一步扩大，国家电网经营区域内市场化交易电量达到1.66万亿千瓦时，占售电量的39%。省间市场交易规模不断上升，大范围资源优化配置水平显著提高。第一批现货市场试点逐步启动试运行，对交易机制和市场规则进行了有益探索。

目前，山西、甘肃、广东电力现货市场已启动试运行，山东、浙江、福建、四川、蒙西等5家试点单位已完成现货市场建设方案编制。根据国家发改委要求，第一批电力现货市场试点省份将于2019年上半年全面进入试运行。

2019年，电力现货市场试点将加速推进、全面推开，有许多亮点值得期待，同时也需要逐步健全完善六大关键机制，从技术和业务能力等方面做好充分准备，保障电力现货市场建设稳步推进。

随着现货试点的全面推广，我国将逐步形成包含电力现货与中长期交易的完整市场体系，带来进一步发现电力商品价值、优化能源资源配置、促进新能源消纳等多方面改革成效。包括以下几点：

一是提供合理的价格信号。电力现货市场能够为电力短期供需平衡提供市场化手段，通过短期电力供需匹配，形成分时价格信号，准确反映电能的时空价值。

二是提升资源优化配置效率。电力现货市场是实现电力资源优化配置最直接有效的方式。根据价格信号，不断调整市场中电力资源的数量和范围，实现最优配置。

三是促进新能源消纳。现货市场能充分适应新能源发电的不确定性特点，发挥新能源边际成本低的优势，同时常规发电机组可以按照市场价格信号进行主动调峰，三者结合可以有效促进新能源的消纳。

电力现货市场建设的过程中，参与主体将逐渐增多，市场的活跃度和市场配置资源能力也将进一步加强。

一方面，随着发用电计划的逐步放开，将有更多的发电企业、售电企业、配售电企业、用户等市场主体进入到市场中；另一方面，随着新技术的进步和新业态的出现，分布式电源、储能提供商、电动汽车、综合能源服务商等主体也将逐步参与到市场中去。

但同时，由于电力现货市场交易规则相对复杂，市场主体需要在技术条件和业务能力两方面做好充分准备。

技术条件方面，发电企业须进一步提高机组运行效率，通过技术改造，改善机组性能，优化机组运行策略；电力用户、售电公司应全面提升用户负荷预测能力和需求侧响应能力，支撑用户侧主体精准参与现货市场交易获得收益。

业务能力方面，需要加强电力现货市场领域专业知识储备与积累，全面提升专业人员的电力现货市场交易能力，深入理解电力现货市场规则，研究制定现货市场交易策略。

电力现货市场建设通常是一项较为复杂的系统性工程，需要在技术支持系统、市场主体意识培育、市场机制设计等多方面做好充足准备。

美国、欧洲、澳大利亚等电力市场虽有相对成熟的经验可以借鉴，但我国能源资源与负荷逆向分布、火电机组占比较高、清洁能源发展迅猛、计划与市场并存等国情特点，决定了我国电力现货市场建设不能照搬国际经验，必须立足我国实际情况开展理论与实践创新。因此在2019年，现货市场建设的推进需要加快建立六大关键机制。

第一，建立促进新能源发展的市场机制。随着新能源发展，如何采用市场机制实现新能源消纳是电力市场建设中面临的难点和热点。

随着风电、光伏平价上网，可再生能源配额制等一系列政策的出台，可逐步推动新能源参与现货市场，利用新能源边际成本优势，通过市场竞争实现新能源优先消纳，通过实时价格信号引导火电为新能源调峰，提升新能源消纳水平。

第二，健全完善与现货市场相适应的辅助服务市场机制。采用市场化方式采购辅助服务，有利于合理补偿机组提供电力辅助服务的成本，进一步激励机组为系统运行提供辅助服务，促进新能源消纳和保障电力电量平衡。

考虑到现货市场体系的完整性，在进行现货电能量市场设计时，应对辅助服务市场的开展方式予以考虑，在初期可根据市场建设进展和系统运行需要开展独立的辅助服务市场，待现货电能量市场运行稳健后，逐步实现调频、备用等辅助服务与电能量的联合优化出清，提高市场出清效率，优化系统运行。

第三，建立市场风险防范机制。现货市场临近实时运行，需要做好市场风险的防控，针对市场供需紧张、市场力滥用、价格波动、合同违约等各类风险提出应对措施。

初期，可通过设置价格上下限的方式保证现货市场价格波动处于可承受的范围。随着市场发展成熟，逐步引入寡头测试等市场力影响测试，有效防范市场力。同时，探索建立电力金融交易机制，为市场主体提