中国储能网讯：距离新一轮电力市场化改革的纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）的发布已经过去了9年。9年来经历过沉默期、进行期以及近两年的爆发期，电力现货市场建设已经取得了突破性的成果，现货市场发现价格、引导供需、促进竞争、优化配置、引导规划的作用已经在不同省份、不同场景、不同周期的市场运行中得到了充分检验，其在全国统一电力市场体系的核心地位已经深入人心。随着新型电力系统的建设，现货市场也将会以更快的速度在全国范围内铺开并逐渐完善。
市场设计情况盘点
在市场模式选择方面，现货市场模式主要分为集中式和分散式两种。在集中式市场模式下，中长期差价合约多为财务合约，主要作为规避风险、稳定价格的手段，发电机组的启停和出力安排全部根据报价在日前、实时等阶段通过集中优化方式形成，中长期差价合约不对调度计划产生影响，适合电网阻塞断面多的地区。在分散式市场模式下，经营主体的中长期合约作为发电企业申报初始发用电计划的基础，发电机组启停和出力计划主要由经营主体分散决策形成，由发电企业申报调度计划，适合电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区。我国现阶段现货市场建设多由各地区电力调度机构实际负责，与全电量优化的集中式市场模式更易衔接，加上我国网架结构与大规模新能源装机的客观因素，集中式市场模式对新能源占比不断提升的市场适用性更好。因此，我国电力现货市场均采用集中式电力市场模式。
在市场组成方面，现货市场必须开展实时市场，可根据实际情况开展日前市场或日前预出清市场。目前，蒙西和湖北选择了更为简单清晰的“日前预出清+实时”市场组合，日前预出清形成的量价信息不用于结算，仅用于形成机组开停机组合和向经营主体发布价格趋势信息，最大限度地提高市场透明度。而山东将日前市场与可靠性机组组合进行分离，将使用用户侧申报数据形成的出清结果用于实际的日前结算体现经济责任，将使用调度机构负荷预测数据形成的出清结果用于实际的机组启停计划体现系统运行的安全性，统筹了电力现货市场的调度运行以及经济关系，山西在2023年3月发布的“V13”版本现货规则中也采取了类似的机制。
在价格形成机制方面，市场建设主体可结合实际情况选择采用节点边际电价、分区边际电价或系统边际电价。从市场效率的角度看，节点边际电价能够体现不同时间和地理位置的电力价值，实现发用电两侧电力资源的优化配置，同时能够在系统出现阻塞时提供清晰的“源网荷”规划信号，而分区、系统边际电价在进行价格统一时虽然能够起到一定的稳价作用，但是实际上是通过经营主体之间的“交叉补贴”形成的平衡。在已开展过电力现货市场的29个地区中，在发电侧电价机制的选择上，福建、四川、重庆采用系统边际电价，江苏采用分区边际电价，其余地区均采用节点边际电价；而在用户侧电价机制的选择上，除蒙西现货市场使用分区边际电价外，其余省份现货市场均使用全网统一的按照发电侧节点加权均价作为结算价格（相比于采用用户侧节点可以掩盖阻塞盈余费用）。
在市场限价机制方面，由于市场起步阶段经营主体对电力现货市场价格的认识程度和对价格波动的承受能力均不高，市场价格上限普遍偏低而价格下限则偏高。对于价格下限，目前仅山东与浙江的申报和出清允许出现负价，蒙西申报下限为0元但是不设置出清下限，甘肃、新疆、宁夏和河南4个地区现货申报和出清价格下限高于0元，其余地区均为0元；对于价格上限，7个地区现货申报和出清的价格上限不低于1.5元/千瓦时，9个地区现货申报和出清的价格上限不低于1元/千瓦时，其他地区均在1元/千瓦时以下。特别说明的是，蒙西将出清价格上限与度电GDP挂钩，设置上限为5.18元/千瓦时，将衡量电力价值由“发一度电的成本”转为“限一度电的损失”。
在经营主体参与范围方面，为更好适应新型电力系统以及快速扩增的新能源，各地区持续完善规则、创新机制，参与市场交易的经营主体逐渐丰富和多元化。目前，已有21个地区放开全部或部分新能源电量，广东、山东、江苏、辽宁4个地区允许核电参与现货市场，甘肃、南方区域允许水电参与现货市场，山西、山东、安徽、甘肃允许新型储能参与现货市场。其中18个地区用户侧以“报量不报价”的方式参与现货市场报价，甘肃、四川用户侧以“报量报价”形式参与，市场出清结果更能反映市场主体的交易意愿，能够最大程度地释放社会福利。
市场建设情况盘点
截至2023年底，包括第一、二批试点地区和南方区域在内，全国共有2个电力现货市场正式运行地区、3个连续结算试运行地区、7个地区已开展长周期结算试运行、11个地区已开展结算试运行、6个地区已开展模拟试运行，省间电力现货市场启动整年连续结算试运行，我国现货市场已经基本做到“省份全覆盖”。
现货试点地区方面，山西与广东现货市场建设进程最快，分别于2023年12月22日和12月28日转入正式运行，蒙西、山东、甘肃继续开展连续不间断结算试运行，连续运行时间最长超900天，最短超500天。第二批6个试点地区，江苏、安徽、辽宁、湖北、河南等5个地区已完成整月连续结算试运行，上海完成调电试运行工作。
非试点地区方面，江西现货市场建设进度最快，2023年6月20日，完成现货市场结算试运行，成为全国首个开展现货结算的非试点省份；宁夏、河北南网、陕西和重庆等4个地区分别于2023年下半年陆续启动结算试运行；天津、黑龙江、青海、新疆、吉林分别完成了模拟试运行工作。
区域现货市场方面，南方区域现货市场于2022年7月23日启动模拟试运行后，进入长周期不间断模拟状态，2023年，完成了整年的模拟试运行工作，其中共开展调电试运行6次，其中覆盖三省（广东、贵州和海南）和覆盖五省（区）全区域的结算试运行各1次，并在2023年12月16日首次实现全区域电力现货市场结算，完成区域市场从模拟运行到实时结算的重要转变，是全国第一个“开花结果”的区域电力市场。
市场间交易情况盘点
除各省/区域现货市场外，市场建设还包括市场与市场间交易。市场间交易包括省间中长期交易以及省间现货交易，省间中长期交易用于各省/区域间的联络线计划安排，难以根据各省内现货出清价格进行大范围资源优化配置。由跨省区富余可再生能源现货交易转变而来的省间现货交易，在一定程度上弥补了省间中长期交易的灵活性不足问题。2021年11月，我国印发首个《省间电力现货交易规则（试行）》，自2022年1月1日以来，省间电力现货市场经历模拟试运行，包括2天、整周、整月、整季度和半年结算试运行，于2023年完成整年连续结算试运行，覆盖范围为国家电网和内蒙古电力公司经营区，超6000家发电企业参与交易，但买方均为电网公司代理购电，售电公司和用户尚未参与，累计交易电量达569亿千瓦时。
2022年7月份以来，由于南方来水偏枯导致水电出力不足，加上全国范围内持续性高温天气影响，全国整体供需形势偏紧，送端省份外送能力不足，受端省份保供压力巨大。华东等负荷集中区域通过电网企业代理省内用户，在省间现货市场申报高价抢购电力来保障本省份的电力供应，在全国范围内单日最大成交电力超1900万千瓦，第三季度成交电量度电均价超过2元，通过市场化的价格机制调动了电力供应能力，通过大范围省间资源经济性输送有效地缓解了受端省区的电力供需紧张形势。
特别要说明的是，为了保障电力供应、系统安全稳定运行，山西省内所有煤电机组均收到指令需要开机来为全国系统做备用，在此指令下，山西发电企业没有了报价高导致停机的困扰，纷纷在省内市场申报天花板价以求留出更多的容量去省间现货市场获取高价，使得山西省内市场在供应充足时价格全天按照上限出清，后续不得不通过二级限价来降低市场价格对省内用户的影响。表明了在现货市场中场外干预手段会对现货市场价格产生影响，而产生的影响则需要通过另外的机制来进行平衡，最终“补丁”越来越多，市场价格也将逐渐偏离。因此竞争充分的现货市场需要尽量减少场外干预手段。
2023年，省间现货市场售出方总成交电量283.46亿千瓦时，成交均价0.364元/千瓦时，较于2022年，交易电量有所增加而成交均价明显下降，原因是一方面2023年7月省间电力现货市场调整限价规则，申报价格上限从原来的10.0元/千瓦时调整为3.0元/千瓦时，另一方面2023年迎峰度夏期间西北地区大风季新能源大发，西南地区丰水期水电大发，加上高温天气持续时间较短，各省电力供应较为充足，新能源大发时段会通过省间现货低价卖出，而买方则通过低价电量来降低自身省内新能源发电成本，由此拉低了全年均价。
省间现货市场价格波动最大，主要原因为省间现货市场存在“保供应”与“保消纳”多种功能定位，不同的功能定位均是由价格信号的引导作用完成，由此导致不同的作用会出现不同的极端价格。从省间交易电量上来看，逐步增大的交易电量也直接说明了，省间电力现货市场在应对负荷尖峰、促进新能源消纳、提升系统灵活性等方面起到了重要作用。需要注意的是，随着各省供需形势的变化，固定的送端省份或者受端省份或将不复存在，上海、北京等负荷中心已经在省间现货中出现了外送交易，虽然实际上为联络线减送潮流，但是也表明了各省供需形势正在逆转，说明了固化的、物理执行的省间中长期合同需要进一步完善。
目前，省间现货市场仍处于起步初期，市场概念普及和交易机制尚未成熟完善，暂不允许发电主体作为买方参与省间市场，导致部分时段出现电力从高价区运向低价区的现象。如果适当放开限制，允许送端在受端省电力过剩的时段通过购买受端省的电力完成送电合同，将有利于促进省内省间现货市场的衔接，实现更大范围的资源优化配置。
市场建设难题盘点
市场建设的繁花锦簇之下，依然存在诸多的问题，虽然山西、广东已经转为正式运行，但是能够长周期运行的现货市场并不意味着就是完美无瑕的市场，还存在以下重点问题需要进一步理顺、解决。
一是省市场、区域市场以及市场间交易的关系。首先需要明确的一个概念，市场只有作用范围的不同，而没有级别的概念，省市场与区域市场仅有市场的优化范围区别，本质上并没有什么不同之处。而市场间交易只是起到“搬运”供需的作用，应是通过价格信号来引导电力潮流由低价区向高价区流动，来平衡两个市场间的供需关系。省/区域市场经过市场间交易“搬运”供需之后，会在市场内形成新的供需平衡，市场价格也会发生改变，那么这部分交易结果也需要承担作为供应（电源）或者需求（负荷）应该承担的经济责任，即129号文要求的“跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算”，并且随着容量电价与辅助服务政策的发布，送端关口的负荷增量还存在系统运行费用分摊问题。但是129号文发布已经超过两年，仅有蒙西将省间交易结果纳入省内市场出清，其余省份基本均未发生改变，“硬骨头”难啃可见一斑，但难啃并不意味着不啃，现货市场建设经济关系终归需要理顺，才能真正做到市场公平。
二是输电通道规划问题。当前，我国跨省跨区输电通道采用单一电量制，即根据规划计算输电价格，按照输电价格与输电量确定输电费用。在传统的计划调度时期，各省电力价格由长期的煤电成本确定，送受两端基本能够维持稳定的电价差，通道输送量也能维持稳定。但是近年来各省供需形势变化较大，电力商品价格也由计划模式下“成本定价”转变为市场模式下的“供需定价”，在新型电力系统的建设过程中，新能源装机规模不断增大，各省电力供需变动较大，极端高价与低价交替出现且送受两端市场的极端价格出现时间也不同步，体现在输电通道处在“阻塞”与“低功率”状态的不断变换，表明了输电通道的功能作用正在由输送电量向输送电力进行转变，因此输电通道的利用率也就变得无法保障，同时电网公司也难以收回输电成本，在送端价格高于受端时选择强行送电。为防止资源优化配置效率的降低，输电通道价格机制也应随之改为容量制，与输送电量进行脱钩，取消对通道利用率的考核，通过机制的改变促进输电通道更好地发挥输送电力的作用。
三是中长期合同定位转变问题。在电力现货市场运行前，调度机构根据各发电企业所持有的中长期合同进行出力曲线的安排，合同电量作为生产计划安排的依据。在集中式的市场模式下，机组出力安排与价格由报价和市场竞争形成，与中长期合同签订的电量电价并没有任何关联，中长期合同的功能定位已经转变为市场外的避险机制。但是在当前的中长期交易机制中，签约电量与签约价格均受到限制，部分经营主体难以通过提升经营水平来获取收益，并且新能源出力的波动性使得新能源企业在部分时段还需要通过高价购买电力来履行中长期合同，反而为市场经营主体带来了风险。因此，中长期交易机制也应随功能定位的转变而发生转变，本质为差价合约的中长期合同应由市场经营主体自由选择签订，签约方式也可选择更加灵活的不签订曲线方式，仅约定电量电价用于差价结算，真正起到规避市场价格、稳定预期作用。
四是辅助服务市场建设落实问题。今年春节前，国家能源局表示将于今年编制印发《电力辅助服务市场基本规则》，为建立健全调峰、调频、备用等辅助服务的市场化价格机制提供指引。辅助服务本身是在电能量市场之外的一种保证系统安全运行的特殊服务，而部分省份却赋予了辅助服务市场诸多使命，辅助服务承载着调整各主体利益、进行电能量互济、保证电力供应、扶持特定产业等一项或多项任务。但是随着电力现货市场建设的推进、容量电价机制的推出，除调整主体利益之外，其余任务已经有了正确的执行方式，新型产业也会在现货市场的竞争中走向高质量发展，辅助服务市场的规范与“减负”亟需提上日程，政策的发布只是起点，进行落实才是政策的真正目的，后续还需要推动辅助服务政策落实，理顺各市场作用与价格关系，促进电力市场体系的科学发展。
五是市场价格信号亟须进一步发挥作用。大力发展新能源是我国建设新型电力系统、推动经济社会绿色转型的重要手段，但是由于我国各省网架结构以及系统调节能力等因素限制，各省份新能源承载能力均不同，部分省份现货市场建设缓慢、新能源未参与现货市场的出清结算，现货市场价格信号未能引导新能源的投资规划。近年来煤电普遍亏损，发电企业纷纷转战还能盈利的新能源领域，“跑马圈地”式建设新能源，新能源的快速发展又使得电力系统调节资源缺乏，在部分地方强制配储的要求下，储能项目又纷纷上马，一环套一环的“无序发展”下，出现了新能源不愿入市、储能无法盈利的“烂摊子”。这也需要各地加快现货市场建设，推动新能源参与现货市场的结算，通过市场发现的真实价格引导新能源的投资规划，通过现货市场分时的价格信号为储能提供生存土壤，以市场机制为导向选择储能行业的技术发展路线。
站在现货市场建设的历史转折点，虽然现货市场建设取得阶段性成果，但是我们必须意识到，我国电力现货市场依然处于初级阶段，还存在诸多问题尚需进一步优化和完善，我们要不忘初心，戒骄戒躁，不忘来时路，踏上新征程，完善现货市场建设，加快建立全国统一电力市场体系，推进新型电力系统早日建成，为电力行业的可持续发展注入新的动力。
