山东电力现货市场容量补偿价格试行：
2020年4月底，山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知(鲁发改价格〔2020〕622号)》号文，明确在容量市场运行前，参与现货电力市场的发电机组容量补偿费向用户侧收取，收费标准暂定为1千瓦时(含税)。容量市场运行后，通过容量市场回收发电机组的容量成本。此前，征求意见文件草案表述为关于燃煤机组试行容量补偿电价的相关事项。
之后，国家能源局山东监管办、山东省发改委、山东省能源局发布了《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等文件，并于7月进行了修订。其中，明确了补偿机组的范围和收取(支付)补偿费用的方式，通过容量补偿的方式补偿机组的固定成本，同时考虑了机组类型、生产年限和可用状态等因素。发电量补偿费每月结算一次。
在现货市场电价为负的情况下，山东作为燃煤机组占比相对较高的大省，通过构建容量电价补偿机制，取得了初步成效。11月山东现货市场结算试运行情况显示，容量电价补偿机制打消了发电企业顾虑，现货市场均价大幅下降，更接近变动成本，峰谷价差进一步扩大，提高了发电企业调峰积极性。采用容量电价后，中长期市场和现货市场基于发电可变成本定价，两个市场的定价基准一致，可以实现价格联动，充分发挥现货市场找价和中长期市场规避风险的作用。同时，这一机制基本解决了发电机组的沉没成本问题。
3.电力中长期交易规则更加完善
2020年电力中长期交易规则在细节上更加完善，市场交易占比进一步提升。6月，国家发改委、国家能源局联合发布《电力中长期交易基本规则》，对2016年发布的《电力中长期交易基本规则(暂行)》进行了修订。修订后的《基本规则》新增配电企业、储能企业等市场成员，增加月内(多日)交易周期。提出滚动匹配交易，允许探索容量市场和容量补偿机制的设计。用户端购电价格增加了辅助服务费。
本次修订发布的《基本规则》从市场准入与退出、交易组织、价格机制、安全检查、市场监管和风险防控等方面进行了补充、完善和深化，丰富了交易周期、交易品种和交易方式，优化了交易组织形式，提高了交易的灵活性和流动性，增强了中长期交易稳定收益、规避风险的压舱石功能。《基本规则》的修订颁布，是我国电力市场建设不断深化的重要成果和标志，将进一步引导和规范各地中长期电力交易，推动形成统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构，促进电力要素市场化配置和电力行业持续健康发展。
最近，地方(区域)市场相继发布了地方(区域)电力长期和长期交易的基本规则或草案。
11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》(发改用字[2020]1784号)，要求迅速签订2021年中长期电力合同，鼓励市场主体及时高比例签约。在保证足够合同的基础上，推动分时段签约，加大峰谷价差，安排、组织、im优先
4月，福建调频辅助服务市场经过一年试运行正式投入运营，华中电力调峰辅助服务市场首次启动调电结算试运行。国家电网公司华北分公司在国内首次将V2G充电桩资源正式纳入华北电力调峰辅助服务市场并正式入驻。5月，湖南电力辅助服务市场启动模拟运行。6月，国家能源局华中监管局发布《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》。11月江苏省能源监管办发布《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则(试行)》，计划12月1日正式启动模拟运行；国家能源局华中监管局、江西省能源局发布《江西省电力辅助服务市场运营规则(试行)》；国网宁夏电力首次调用回热式电锅炉参与电网调峰；国家能源局华北监管局修订《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则》；南方区域统一调频辅助服务市场系统于2020年11月17日正式投入运营，这是国内首个区域调频市场系统。调频市场预计年底开始试运行。
5.加快电力交易机构股份制改革
2020年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》号文件，明确电力交易机构单一股东比例不得超过50%。2020年上半年，京广区域交易机构和省(区、市)交易机构的电网企业持股比例均降至80%以下，2020年底前，电网企业持股比例降至50%以下。
截至2020年7月，北京电力交易中心和国家电网公司经营区域内27家省级电力交易机构全部完成股份制改造，28家电力交易机构从非电网企业引入240余名股东，40%的电力交易机构引入民营企业参股，国家电网公司对28家电力交易机构的持股比例均降至80%以下。
其中，北京电力交易中心签署增资协议，引入10家投资主体，国家电网公司股权稀释至70%。
2020年9月，广州电力交易中心有限公司增资项目在北京产权交易所正式披露。本次增资完成后，南方电网公司持股比例约为39%，南方五省政府出资企业持股比例约为39%，新进入不超过
7家投资者合计持股不超过22%。广州电力交易中心有望成为全国首家实现电网企业持股比例低于50%的电力交易机构。2020年年底前，全国电力交易机构股权结构将进一步优化，预计电网企业持股比例将降至50%以下，电力交易机构与调度机构职能划分将更加清晰。同时，电力交易机构加快完善公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台。
6.增量配电改革稳步前行
2020年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展第五批增量配电业务改革试点的通知》，确定黑龙江富拉尔基经济开发区金属新材料产业园等79个项目作为第五批增量配电业务改革试点，并鼓励具备条件的省(区、市)自行确定和公布试点项目。此前的3月份，国家电网公司在官网发布《进一步支持和推进增量配电业务改革的意见》，明确对增量配电业务改革的支持态度。
自增量配电改革启动以来，国家发展改革委、国家能源局分五批次明确了459个试点，陆续发布二十余份文件，从项目业主确定、配电区域划分、增量配电网的投资建设与运营、部分试点退出等多方面予以指导和规范，并展开项目督查，但总体看，增量配电业务虽稳步前行，取得初步成效，但总体效果不及预期。
据《2020年增量配电发展研究白皮书》统计，在前四批404个试点中，取消24个试点、202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证(供电类)。目前，网对网的身份与电价、调度、存量资产处置、难以接入电源等问题制约项目试点落地。
三、问题与趋势
1.可再生能源消纳市场机制有待完善
碳达峰、碳中和目标明确后，我国能源电力转型提速，新能源将迎来大规模发展。消纳条件已成为新能源项目开发的重要前置条件，促进新能源消纳的电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、绿证交易机制、可再生能源电力消纳保障机制、需求侧资源参与市场等各类市场机制需加快衔接与完善，这将是未来保障高比例新能源消纳面临的重大挑战。
受风光资源特性影响，高比例新能源波动需通过实时电力平衡进行消纳，而实时市场中新能源低边际成本降低了市场出清价格，影响常规电源获益。要统筹相关市场，通过辅助服务市场和容量市场建设调动常规电源保障电力供应、支撑新能源消纳的积极性，辅助服务市场机制将日趋成熟，煤电机组容量成本收回机制或在多地试行。同时，要完善碳市场机制，让新能源的清洁低碳价值充分体现并得到补偿。
2.电力现货市场建设需加速推进
2020年，8个电力现货试点连续试结算运行的周期进一步拉长，进一步验证了现货市场规则和技术支持系统的有效性，同时也暴露了一些问题。其中，针对电力现货市场与中长期市场衔接、不平衡资金处理原则、市场力监测与防范、省内现货市场与深度调峰辅助服务融合、跨区富余新能源现货与省内现货市场衔接等共性和个性问题，仍需各方研究措施、完善规则，提高规则引导市场、解决问题的效果。
党的十九届五中全会将高标准市场体系基本建成列入十四五时期经济社会发展主要目标并作出一系列部署。当前和今后一个时期，能源电力系统需积极主动研究电力现货市场高标准的内涵与特征，加快电力现货市场建设。2021年，从连续结算试运行周期看，8个试点地区将陆续开展3个月以上连续结算试运行，具备条件地区或将开展连续不间断结算运行;从现货试点范围看，大部分地区将陆续启动现货市场改革试点工作，南方(以广东起步)电力现货市场也将逐步纳入其他四省(区)。市场规则、交易组织流程以及技术支持系统将在实践中进一步检验完善。
3.深化区域市场建设，促进资源优化配置
未来5年，能源电力行业要努力实现能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高的目标。随着我国电力市场建设逐步深入，市场配置电力资源的决定性作用将进一步发挥，促进电力资源在更大范围优化配置。
跨区跨省电力交易有利于发挥市场的资源配置作用，促进西北、西南清洁能源消纳，实现更广范围内的资源优化配置。需加强电力市场顶层设计，重点完善跨省区电力市场建设目标、规模和时序统筹，跨省区电力市场交易体制、辅助服务机制及价格传导机制，提高跨省区输电通道利用率，提高跨省区电力交易信息披露及时性和透明度，促进跨省跨区电力交易规模进一步扩大。
《电力中长期交易基本规则》明确，在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》也要求做好省内和跨省跨区电力中长期交易(含优先发电)合同签订的组织协调。
4.交易机构法人治理结构和经营管理机制有待完善
到2020年底，北京、广州2家区域性交易机构和省(自治区、直辖市)交易机构中电网企业持股比例将全部降至50%以下，实现预期的股份制改造目标。由于交易机构全部采用公司制形式，接下来，交易机构将规范设立股东会、董事会、监事会和经理层，加强内部机制建设，形成权责分明、相互制衡的公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制。同时，电力交易机构还需进一步厘清与市场管理委员会、调度机构的职能、业务界面并加强配合。
按照《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》明确的建设目标，2022年底前，各地电力交易机构要结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。
(此文为能源情报研究中心策划的《能源发展回顾与展望(2020)》节选。原报告七篇，此文是第六篇。)
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