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，市场交易比重进一步提高。6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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“配售电企业、储能企业”等市场成员，新增月内(多日)交易周期，提出“滚动撮合交易”这一交易方式和“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”，用户侧购电价格增加了辅助服务费用。

　　此次修订印发的《基本规则》，重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、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”作用。《基本规则》修订出台是我国电力市场建设不断深化的重要成果和标志，将进一步指导和规范各地电力中长期交易，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。

　　近期，地方(区域)市场陆续出台本地(区域)电力中长期交易基本规则或征求意见稿。

　　11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》(发改运行〔2020〕1784号)，要求抓紧签订2021年电力中长期合同，鼓励市场主体及时、高比例签约。在保障足量签约的基础上，推动分时段签约、拉大峰谷差价，对一年期以上长期交易合同予以优先安排、优先组织落实、优先执行。同时，将加强电力信用监管，促进电力中长期合同签约履约。

　　4.电力辅助服务市场实现全国全覆盖

　　2020年，电力辅助服务市场覆盖范围进一步扩大，实现全国全覆盖。同时，市场参与主体不断增加，交易品种更加丰富，交易机制进一步优化。

　　4月，福建调频辅助服务市场在试运行一年后转入正式运行，华中电力调峰辅助服务市场首次开展调电结算试运行，国家电网公司华北分部在国内首次将车网互动(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结算。5月，湖南省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印发《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》。11月，江苏能源监管办印发《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)》，拟于12月1日正式启动模拟运行;国家能源局华中监管局、江西省能源局印发《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蓄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日正式投入运行，是全国首个上线运行的区域调频市场系统，该调频市场预计年底启动试运行。

　　5.电力交易机构股份制改造提速

　　2020年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，明确电力交易机构单一股东持股比例不得超过50%。2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和省(区、市)交易机构中电网企业持股比例全部降至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，国家电网公司经营区内北京电力交易中心和27家省级电力交易机构全部完成股份制改造，28家电力交易机构共引入非电网企业股东超过240家，四成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全部降至80%以下。

　　其中，北京电力交易中心增资协议签约，引入10家投资主体，国家电网公司股权被稀释至70%。

　　2020年9月，广州电力交易中心有限责任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%，南方五省区政府出资企业持股比例约39%，新进不超过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。