凉山新闻联播 | 五一长假不远游 近郊游玩度假期

其中完成中央投资农网项目49.37亿元、共建成投产中央投资农网项目9080个、小康用电示范县项目6105个、中国特色小镇项目436个，全面实现智能电表和低压集抄全覆盖，按期完成年度工程建设任务，满足农村生产生活条件的用电需求，并逐步改善农村生产生活的用电条件。

其次是加快制定增量配电网规划、并网、调度运行、价格核定等实施细则，进一步完善制度体系。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。

2019年，配售电公司将进入实质运营阶段，因此可以期待更多新模式、新业务涌现。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。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%。（作者系国网能源研究院有限公司副总工程师兼企业战略研究所所长）。2019年，增量配电改革将进入加速落地阶段。

第一，建立促进新能源发展的市场机制。对于投资者来说，试点申报质量的提高有助于降低投资风险，保障投资收益，提升参与积极性。2019年，电力体制改革步入全面加速、纵深推进、落地见效阶段

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。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。第二，健全完善与现货市场相适应的辅助服务市场机制。第三，试点项目申报机制更加完善。

另外，增量配电政策体系将在2019年进一步完善，这将有效助力增量配电试点项目落地。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。

《通知》提出鼓励条件较好的地区将试点项目覆盖范围延伸到县一级，增量配电改革试点的推进深度和力度将进一步加大。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。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。但同时，增量配电试点项目加速落地还需更多的制度保障。

综合能源服务方面，围绕用户需求提供灵活、多样、及时的供能服务，如统一负责工业园区范围内的供热、供水、燃气等基础设施的规划、建设、运营、管理，将进一步拓宽业务范围，延长价值链，提高经营利润。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。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。第五，建立有效的市场监管机制。

第六，建立市场运营评估机制。2019年，电力体制改革步入全面加速、纵深推进、落地见效阶段。

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。首先是加强统一规划，发挥规划引领作用，提升试点项目实施运作水平和成功率。

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。截至2019年1月，全国共批复三批次试点项目320个，基本实现地级以上城市全覆盖。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。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。二是提升资源优化配置效率。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。

分析《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，可以看出第四批增量配电试点的三个新特点。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。

近期，国家发改委、能源局已启动第四批试点项目申报工作。随着第一批现货市场试点陆续进入试运行阶段，亟需建立现货市场运营评估机制，从市场运行效率、市场活跃度、社会福利增加、清洁能源消纳等多个角度对电力现货市场运作情况进行全方位评估，及时总结试点经验，不断完善电力现货市场规则。

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。2019年1月7日，国家发改委、能源局印发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》，进一步明确增量和存量的范围，在增量配电网规划、投资建设和运营等方面提出要求，完善了增量配电改革政策体系，有助于推动试点项目的落地见效和配售电公司的规范运营。

综合考虑用户属性特征、用电行为特点、价格弹性、稳定性合理设定售电套餐方案。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。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。其次是加快制定增量配电网规划、并网、调度运行、价格核定等实施细则，进一步完善制度体系。

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。2019年，配售电公司将进入实质运营阶段，因此可以期待更多新模式、新业务涌现。

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。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%。

（作者系国网能源研究院有限公司副总工程师兼企业战略研究所所长）。2019年，增量配电改革将进入加速落地阶段。

第一，建立促进新能源发展的市场机制。对于投资者来说，试点申报质量的提高有助于降低投资风险，保障投资收益，提升参与积极性。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。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。

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。第四，建立健全市场信息披露机制。

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。按照公正性、透明性、选择性、时效性等原则，根据不同的时间要求和公开范围进行电力现货市场信息披露，包括交易规则、交易公告、通道可用容量、相关市场成交信息等，引导市场主体主动、有效参与市场，体现市场的公开、公平和公正。

第三，建立市场风险防范机制。当前，大多数试点项目尚未进入实质性运营阶段，配售电公司的运营模式和商业模式正在逐步探索过程中，围绕竞争性业务将有更多的拓展空间。

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