电改新政深度解读：三大亮点利好新能源储能新业态！

日前，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《电力现货市场基本规则（试行）》（下称《规则》）的通知。《规则》一经发布，引起行业广泛关注。这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则，对深化电力体制改革、推动电力市场化进程具有划时代意义。本文将深入解读这一政策，重点关注政策亮点和实施挑战。

Part 1：《规则》的出台为电力现货市场建设提供了科学指引 

Part 2：三大亮点引关注
亮点一：优化价格结算方式，全电量以现货市场价格结算

亮点二：探索市场化容量补偿机制，重塑不同业态收入模型
电力现货市场价格发现功能的意义在于让电力资源在更大范围内共享互济和优化配置。
随着新能源渗透率进一步提升，新能源将逐渐替代传统煤电成为主要的电量供应主体，而传统煤电在电力系统中的角色也将逐步向调频、备用、容量服务提供者转变。在这一转型过程中，煤电的盈利模式将随之转变：由主体电源转型为调节电源致其利用小时数下降，难以通过单一电量电价回收投资成本，须依托容量市场机制保障其成本回收。

亮点三：市场经营主体放宽，分布式发电、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易，推动“隔墙售电”。
《规则》放宽了市场经营主体的准入，将分布式发电、储能和虚拟电厂等新型主体纳入市场交易，即推动“隔墙售电”！
在分布式发电领域，电力现货市场破解了新能源分布式发电项目就近交易和消纳的问题，丰富了项目收益模式，这不仅有助于提高资源的利用效率，还促进了分布式能源的可持续发展。
在储能领域，电力现货市场可以使电价的峰谷差异更加显著，储能可以通过套利获得更多的收益。以前，峰谷电价是预先制定的，无法准确反映不同时间段的电力价值差异。但电力市场机制更加成熟后，电力价格由市场决定，峰谷价差可能更大。
另外，随着《基本规则》出台，电力市场逐步成熟建立，储能不仅能参与调频辅助服务获得还能补偿，还能参与现货市场出清获得收益，还能通过容量补偿获利。总之铺开电力市场以后，储能的收益来源大大扩充了，储能经济性改善确定性进一步增强。
在虚拟电厂领域，除了通过需求响应模式获得收益外，还可以通过电力现货交易模式获取额外收益。这种模式能够使虚拟电厂更主动地管理能源资源，根据市场需求和电价波动进行灵活调整，使得经济效益最大化。

 
Part 3：《规则》的实施面临三大挑战
而无论现货交易或者其他形式交易，建设全国统一的电力市场关键在于政策落地。业内人士表示，《规则》内容具备亮点，但下一步具体到各地区的实际执行效果，还有待观察。具体难题包括：
一是省际协调难度大的问题。省内市场和省际市场的交易衔接一直是建设全国统一市场的难题。各省试点推动改革的同时，也增加了各省之间的差异性，进一步加大了协调难度。虽然《规则》内容齐备，但要真正推行，可能需要解决省际壁垒和各方博弈等问题。解决这些问题可能需要超越《规则》本身的努力。

二是送电端缺电和能源价格上涨可能阻碍现货市场建设。近两年，国内和国际都面临着能源价格上涨和局部供应不足的压力。电力现货市场建设过程中，难免面临价格波动、供需适应性阵痛等短期问题，在仍以“半市场，半计划”为主的运行机制下，遇到困难“计划压倒市场”的现象较为常见。此前就有声音担心政策执行的反复会导致发用电不平衡加剧、价格进一步扭曲等问题。
三是结算方式上的继续优化。比如纳入更多集中式市场之外的市场模式，以适应越来越多分布式新能源接入电网的趋势。
对此，国家发展改革委、国家能源局有关负责同志表示，将会同地方政府有关部门和国家能源局派出机构，因地制宜抓好《规则》的落实工作。一方面，指导已进入长周期结算试运行的地区依据《规则》进一步修改完善规则体系，在持续开展现货市场长周期结算试运行的基础上，在新能源和新型主体参与市场、加强批发市场与零售市场协同等方面开展创新探索。
另一方面，稳妥有序扩大现货市场范围，引导其他地区参照《规则》开展电力现货市场规则体系编制和市场建设运营工作，加快完善市场关键机制设计，尽快启动现货市场试运行。各类问题或疑惑都将在政策落地过程中优化解决。

参考文章：

1.电力现货市场规则落地，电力市场化改革再提速，钛媒体

2.电力现货市场“国标”公布、煤电容量电价呼之欲出，电改再迈大步，澎湃新闻

3.电力现货市场建设迈出关键一步：两部门发布基本规则，将发挥市场在电力资源配置中决定性作用，每日经济新闻