10月已进入2024年长协签约谈判季，国家发展改革委、国家能源局近期又发布重磅文件《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改体改[2023]813号），预计明年电力市场活跃度将进一步提升。
本次文件不仅明确了具体电力现货推进时间节点，更是针对目前甘肃、山东等电力现货运行地区中发现的矛盾焦点，做出进一步改进指导，这与此前9月印发的国标文件《电力现货市场基本规则（试行）》主旨一致，即按“基本共识+因地制宜”的原则，推动各地现货开展，各市场衔接，加快构建全国统一电力市场体系。
来源：享能汇 享能汇工作室
文件要点：
一、试运行省份预计“转正”
文件明确了转正机制：各省／区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。第一责任单位要委托具备专业能力和经验的第三方机构开展评估并形成正式评估报告可在满足各项条件的基础上，报国家发展改革委、国家能源局备案。
开展现货交易地区，中长期交易需连续运营，并实现执行日前七日（D-7日）至执行日前两日（D-2日）连续不间断交易。
根据《电力现货市场基本规则（试行）》，电力现货市场应依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行。比如山东，从2021年底启动至今接近2年，属于试结算结算。
正式运行的启动前、后有具体规定。启动条件为：现货市场规则体系健全；市场风险防控、信息披露、信用管理等制度体系已建立；技术支持系统定期开展第三方校验并向经营主体公开校验报告；市场成员具备符合条件的人员、场所，市场成员之间的业务衔接实现 制度化、程序化。启动后：正式运行工作内容至少应包括:按照规则连续不间断运行现货市场，保障技术支持系统正常运转，依据市场出清结果进行调度生产并结算，依法依规进行信息披露、市场干预、争议处理， 实施市场监管和市场监测，具备开展现货市场体系第三方校验的条件。
有市场人士预计，山东、广东、山西或可转正。
二、明确省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点
1. 第一批8个电力现货试点地区中，文件明确：
浙江：浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行；
四川：结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。
福建：尽快完善市场方案设计，2023年底前开展长周期结算试运行。
2. 第二批电力现货试点地区
上海未在文件中提及，其余地区文件明确：辽宁、江苏、安徽、河南、湖北等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。
3. 今年年内已经开展过电力现货调电、试结算的地区：
文件明确：河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。
4. 其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。
5. 三大区域市场
南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行。
京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行。
长三角，2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。
6. 省间现货市场，2023年底前具备连续开市能力。加快开展用户侧参与省间现货交易的相关问题研究。
三、新能源市场化机制可因地制宜
1. 2030年新能源全面参与市场交易
2. 考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例！（例：甘肃2023年年度长协签约电量767.07亿千瓦时，新能源年度长协签约电量为232.55千瓦时，占比30%。）
3. 分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。全国分布式光伏占比情况如下（数据截止2023年6月，来自国家能源局）。
4. 新能源如果暂未参与现货市场，那么应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。
5. 绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。
四、建立容量补偿机制，拉大现货价格上下限
1. 现货出清上下限区间预计可进一步拉大
各地现货市场出清价格上限设置应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接；价格下限设置可参考当地新能源平均变动成本。
2. 探索建立容量补偿机制。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。
9月，坊间有传出全国建立煤电容量补偿电价机制的消息，建立煤电两部制电价机制的，一来是通过电量电价灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化，二来是通过容量电价充分体现煤电容量支撑调节价值。
目前，山东已经执行容量补偿电价，并按四季分峰谷，山东现货市场下限为负价。
五、负荷侧探索“新能源+储能”等新方式参与电力市场
1.鼓励新型主体参与电力市场。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。
2. 费用分摊：现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，其他辅助服务品种按照“成熟一个、疏导一个”原则确定疏导时机及方式。
3. 加快开展用户侧参与省间现货交易的相关问题研究。
