“推进电力市场化交易是一个系统工程，目前还处于市场形成的初级阶段，不能仅以市场交易电量的绝对值和增速反映新一轮电改的成效，而应综合考虑市场机制建设和经济运行成本等问题，稳步提高市场交易电量在全社会用电量和销售电量中的占比。”

　　中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）行业发展与环境资源部副主任薛静日前在接受记者专访时表示。

　　机制完善仍是电力市场建设重点

　　近期，中电联发布《2018年4季度全国电力市场交易信息分析》显示，2018年全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%，较上年提高3.6个百分点。

　　“市场交易电量占比的提高，反映了电力行业在供给侧结构性改革中做出的贡献”，薛静指出。

　　“深化电力市场建设的目标是要把电力生产、供应、销售、消费全产业的经济要素、技术创新、能源转型集合起来，以市场优化配置手段，实现能源电力绿色、高效、经济的高质量发展，为全社会提供优质、低价供电服务。通过市场交易，培育电力市场主体；提高交易频度、增加交易品种和交易规模，为了活跃市场、发现价格，不断完善市场交易规则，所以不能简单地把扩大规模作为成就，关键是把电力市场配套的各种机制建立起来，促进电力市场健康稳定发展”。

　　薛静认为，目前，由于机制建设有待完善，市场交易电量的增长还远未进入稳定阶段，偶然因素都可能引发相关数据的大幅波动。

　　以煤电为例。煤电是我国的主力电源，还承担着重要的调峰作用，一些地区为了适应接收新能源的不稳定性，需要投入大量成本建设调节电源或进行煤电机组灵活性改造。在电煤价格较高和辅助服务市场价格补偿有限的情况下，以本地煤电机组低负荷调节为代价增加跨省跨区输送电量的经济补偿幅度，需要从跨区跨省交易的系统经济性去考量确定。

　　“因此，我不赞同煤电的市场化率快速提高到峰值，还应强调稳步过渡，各地因地制宜”。

　　薛静建议，一方面，煤电可以与煤炭交易周期联动，通过年度中长期交易锁定价格，保持市场的相对稳定。

　　另一方面，按照季度、月、周的中长期交易进行补充，在此基础上结合现货交易，不断趋近于市场变动的需求，实现市场稳定与变动的平衡。

　　有些地区峰谷差变动很大，波动性的新能源比重较高，现货交易可以试点或者适度开展起来，有些省高耗能用电比重很高，负荷平稳，可以缓一步搞现货，先把电力市场供需双方的市场体系逐步完善起来。

　　分布式发电市场交易有望成为突破口

　　据了解，2018年我国清洁能源消纳形势持续向好，风电、光伏、水能利用率分别达92.8%、97.0%和95.0%以上。

　　各省在设置新能源保障性收购小时数的基础上，鼓励新能源参与电力市场交易，北京交易中心也积极创新新能源发电跨区交易，特别是替代发电交易取得了进展，为减少弃风弃电成效显著，但是新能源发电出力的预测、调节、经济性、技术等方面还存在着瓶颈，各方尚需进一步努力。

　　薛静指出，分布式发电市场交易或将成为完善电力市场化建设的一个突破口，同时也是实现国家电网公司具体实践泛在电力物联网的有效平台。

　　泛在电力物联网的根本是营造以电力为核心的共享平台生态系统，为各类电力相关市场主体提供服务。分布式微网就是在在大电网末端实现电力供应与消费的“即插即用”，“即插即用”的技术、服务、交易需要一个健康的相互促进与制约的生态。

　　基层供电单位如何改变过去的工作理念，形成维护生态的服务理念与服务能力，自下而上地促进泛在电力物联网的建成，而电网公司自上而下的任务是标准建设、文化建设、技术研发、人才培养、管理机制创新。

　　“今年市场交易电量应该在保持去年比重的基础上进一步扩大，保守估计市场交易电量占全社会用电量比重将在30%以上继续增长，占电网企业销售电量比重将突破40%”。

　　薛静预测，“2019年全社会用电量的增速预计低于上年，因此计划电量的盘子较上年会小，煤电空间会更小，剩余发电资源将更多进入市场，导致市场交易电量特别是煤电市场化率会提高。”

　　分电源类型看，煤电新增装机近几年预计会保持平稳；2019年新增风电装机预计较上年有所增加；上年光伏新增装机创历史新高，需要在今年消化为发电能力，因此2019年光伏和风电市场交易电量预计持续增长；目前沿海地区水电来水较好，南方地区水电流域储能值同比增加不少，水电市场交易电量的增长会挤压煤电空间。

　　此外，薛静表示，2019年煤炭、钢铁、有色金属和建材四大行业企业全面进入电力市场，与发电企业开展电力直接交易，也将促进市场交易电量的增长。