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經濟日報記者 王軼辰

從試點探索到全面鋪開，我國電力現貨市場建設已邁入關鍵階段。最新數據顯示，截至今年8月，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北、浙江7個省級現貨市場已正式轉入運行；江蘇、陜西等6個省級及南方區域現貨市場開啟連續結算試運行；省間現貨市場同步正式運行，“統一市場，兩級運作”的框架基本成型。

隨著新能源裝機迅猛擴張、午間時段可能出現的“棄光”現象、晚高峰時期的保供壓力以及部分區域偶發的負電價等情況，反映出市場機制與高比例新能源接入的適配性仍需進一步優化。需要持續深化改革、完善市場規則、提升系統調節能力，為電力行業高質量發展注入新動力。

“現貨市場不僅是電力資源配置的核心平臺，更是保障能源安全的重要抓手。”國家電力調度控制中心主任董昱介紹，國家電網經營區已建成覆蓋26個省份、超6000個發電主體的省間現貨交易體系。在今夏用電高峰期間，省間現貨市場最大互濟電力達1432萬千瓦，精準支援川渝等17個省份，緩解了局部地區供電壓力。

現貨市場對新能源消納的引導作用已初步顯現。董昱提到，今年前8個月，省間現貨市場新能源成交電量達77.5億千瓦時，占比36.5%；現貨市場連續運行地區火電下調能力提升9個百分點，為風電、光伏騰出更多消納空間。

作為長三角首個正式運行的省級現貨市場，浙江的實踐成為典型樣本。國網浙江電力副總經理楊玉強說，通過“5分鐘滾動出清”“電能量與調頻聯合優化”等機制，浙江在迎峰度夏期間通過市場化價格信號引導用戶錯峰300萬千瓦，挖掘用戶側無感調節能力超350萬千瓦，有效助力迎峰度夏電力保供。

新能源占比持續攀升，正深刻改變電力系統的運行特性。“我國現貨市場負電價呈現‘季節性、時段性’特征，已成為高新能源滲透率地區的共性問題。”清華大學電機系副教授郭鴻業表示，過于頻繁的負電價會擾亂市場預期，需通過機制優化而非行政干預應對，如合理控制新能源裝機節奏、釋放用戶側靈活性。

國網能源研究院企業戰略研究所改革與市場研究室主任范孟華認為，價差擴大需與容量機制協同推進。未來應構建“電能量市場+容量市場+輔助服務市場”的多層次體系：電能量市場通過中長期合約筑牢保供基礎、分時價差激勵短期調節，容量市場保障長期供電能力，輔助服務市場細化調頻、爬坡等品種，讓抽水蓄能、儲能等靈活資源獲得合理收益。

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