中国储能网讯：2015年3月15日，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“9号文”），正式拉开了新一轮电改大幕。按照“管住中间、放开两头”的体制架构，本轮电改旨在构建竞争性电力市场，有序推动发电侧和用户侧参与市场化交易，让发用电双方进行“面对面”的交易，打破电力“统购统销”的计划格局，有效引导电力回归商品属性。可以说，用户参与市场是本轮电改最大的制度性要求。过去的几年，谈起用户侧是否参与市场、如何参与市场，人们的脑海中立马会闪现两个概念：用户是以“报量报价”的方式，还是以“报量不报价”的方式参与市场？难道用户参与电力市场真的这么简单吗？
什么是用户侧参与市场
用户侧参与市场，什么样的用户怎样参与什么样的市场？首先需要明确以下四个问题：
常说的市场到底指的是什么市场？有观点认为，让发电企业和电力用户在交易平台进行自由协商或是集中竞价交易，达成协议形成电子合同，由电网企业负责输送电力并收取过网费，就是“电力市场”，这种观点略显简单和浅薄，电力市场是一个既要体现电力作为普通商品能够交易的特性、又要体现电力实时平衡的特殊商品物理特性的市场，能够体现这两个特性的电力市场只能是电力现货市场。在没有现货的市场情况下，电力中长期交易的定价机制是“基准价+上下浮动”，并没有满足市场依靠供需定价的要求，而且该模式与“政府定价+煤电联动”模式有着异名同实的效果。电力现货市场才是实现电力实物交割的终极市场，只有在具有“价格发现”功能的现货市场中，才能让供需关系通过价格信号实现高效配置。
千差万别的用户怎么参与市场？电力用户即通过电网消费电能的单位或个人，其构成是海量的、异质的、碎片化的。例如今年1~2月，全社会用电量累计15316亿千瓦时，其中第一产业用电量192亿千瓦时，第二产业用电量9520亿千瓦时，第三产业用电量2869亿千瓦时，城乡居民生活用电量2735亿千瓦时。如2020年，我国电解铝行业平均综合交流电耗为每吨13543千瓦时，而在2022年居民人均用电量约为947千瓦时。各类用户在用电量上有着天壤之别，因此，电力用户不可能全都直接参与市场报价。电力用户参与市场有两种方式：第一种是由于绝大多数电力用户缺乏电能生产成本、电力市场交易等专业知识，对电价不敏感，参与交易成本高，考虑到交易的方便程度和成本问题，这类用户选择由售电公司代理参与市场，售电公司通过各种各样的套餐一次性将电量电价传导至用户侧，从而减少了这类用户参与市场的成本和精力；第二种是有较强专业能力的用户，有能力投入大量人力和时间直接参与市场，因为这类用户直接参与市场的回报价值远大于其投入。
报量报价和报量不报价是什么关系？用户侧报量报价和报量不报价其实是一回事，报量不报价只是报量报价的一种极端表现形式，二者只是报价方式不同，本质相同。报量不报价，相当于用户作为价格接受者进入市场，市场中出现什么样的价格，用户均可以接受，可以理解为用户报了一个市场中最高的价格。报量报价则相当于给了用户一个选择，是否接受市场中出现的超过自身承受范围的高价电。同时考虑中小型用户的市场交易成本和接受市场概念的能力，单独的中小型用户无法直接参与市场，所以就有上文提到的售电公司聚合这些中小型用户参与市场。因此，用户参与市场的核心是接受市场的价格而不是由报价方式决定。
用户必须要有精确计量吗？在电力现货市场试点地区的市场建设过程中，总能听到用户不具备计量条件而不能参与市场的声音。我国处于现货市场建设初期，且拥有巨大体量的小微工商业用户和居民农业用户，一步到位实现全部用户表计升级换代会引发大量投资，市场之“得”未必可以补偿表计投资之“失”。为保证不具备电力计量条件的用户参与市场，可参考英国和澳大利亚电力市场的历史经验和处理模式。英国电力市场至今还有数千万用户不具备半小时计量能力，对于这些用户一直采用负荷配置曲线的方式解决结算问题。所以，可以建立技术性拟合方法，通过较低的成本来实现用电负荷曲线的获取。
所以，用户参与市场指的是参与电力现货市场，可以通过售电公司或是直接参与，报量不报价和报量报价不是用户参与市场的区别，关键是用户能否接受电力现货市场的价格进行结算，同时计量也不是用户能否参与市场的前置条件。
用户侧参与市场存在的误区
2023年，我国电力现货市场建设进入加速期。山西、广东电力现货市场先后转入正式运行，其他试点地区或是非试点地区也都在持续完善迭代，积极进行探索实践。但是通过近两年的实际运行发现，市场建设者和参与者对用户侧参与市场还存有一些误区。
一是个别地区全部用户均不允许参与现货市场结算。现货市场的本质是根据供需关系形成真实的市场价格。遗憾的是，现在仍有用户可以继续执行直接交易的结果、而不参与现货市场结算的市场方案。用户不参与现货市场结算的模式相当于让市场建设又回到了“计划时代”，电网仍是现货市场唯一的买方，调度优化的标的其实是发电企业手里的合同，没有办法将供需变化和燃料价格波动引发的价格变化及时传导至用户，市场中出现供不应求或是燃料大涨大降时，市场还是一味地进行中长期合同优化而没有将价格信号传导至用户。用户无法感知市场的变化，市场就变成了发电企业间的“零和游戏”，“政府定价+煤电联动+节能调度”的计划模式，使得电力现货市场失去了建设的意义，在经济关系上也违反了“9号文”提到的“管住中间、放开两头”的体制架构。
二是用户侧参与市场只重视时序价格差异，而忽略地理位置电价差异。由于电力是通过电网使用的商品，所以电力价格是由供需、阻塞、网损三部分价格构成，形成不同位置不同节点电价（由阻塞和网损电价造成）的现象。同时，资源优化配置的客体不但包括全部电源还包括全部用户。7年的电力现货市场试点最大的欠缺就是对用户没有使用真实位置价格，而且形成了“以穷补富”的交叉补贴。
在电力现货连续运行的地区，仅有甘肃和蒙西在用户侧采用了分区电价。但在2024年，甘肃实施“强省会”战略，市场取消了用户分区电价机制而采用全网统一节点电价。在电力市场建设初期，甘肃地区以750千伏武胜变电站为界分为河东区及河西区，其中河西地区由于有国家规划的清洁能源大基地建设使得新能源发电资源富集，而河东地区则为用电负荷的集中区域，因此，河西地区的价格明显低于河东地区，但是分区电价的取消虽然让河东地区的白银市等负荷集中区域的用户电价得到一定的降低，但是这部分降价空间并非市场释放的红利，而是牺牲河西地区低价用户的位置信号的结果，是两个价区的电力用户之间进行的交叉补贴。
近期，蒙西电力市场也有意取消用户侧分区电价，蒙西电力现货市场以呼包断面为分界，将市场分为呼包东与呼包西两个价区，其中西部价区煤炭资源比较丰富，但用电负荷主要集中在包头地区，若分区电价不细化会形成和甘肃一样的结果，地理位置信号的缺失只会让用户侧形成地区之间的交叉补贴。诟病多年的用户侧交叉补贴问题非但没有解决，还在继续新增交叉补贴，一边打着口号要消灭交叉补贴，一边又在制造交叉补贴，这是典型的对电力市场的“叶公好龙”。
三是没有把外送电看作送电省的“负荷”。历史上的“网对网”送电和“点对网”外送电，只要送电线路融入到当地整个电力网络中，就形成了物理层面上的“网对网”及交易结算关系上的“点对网”。但是现货市场是个实物市场，不能按照交易方式来确定对应的经济责任，必须按照物理接线方式确定相应的经济责任。由于省内电力系统以交流电网为主，电量上送端交流网后无法区分每度电的生产者，与送端电网进行物理连接的“点对网”“网对网”送电量在外送关口上被取出时，无法确定其外送的每一度电能是从哪里来的。在送出关口取出外送电量的时候，外送电表现出了和用户相同的行为特性，即都是从电网的“池子”里抽水。但是在目前容量电费、辅助服务费用等系统运行费用的分摊中，都没有明确外送电作为送端用户应承担的经济责任。
四是负荷聚合商错误地响应价格信号。随着电力市场的不断扩大和逐渐开放，负荷聚合商逐渐成为电力市场中的新生角色，从发展趋势来看，电力用户也将越来越多地通过负荷聚合商参与市场交易。负荷聚合商作为一种重要的电力交易服务的提供商，能够整合分散的需求侧资源的可调节潜力，形成市场需要的规模化用户需求响应能力。对于负荷聚合商自身而言，开展需求响应项目，引导用户高峰时段削减负荷，或者跨时间转移电能，可以实现削峰填谷，减少经济损失。但是这些好处要在市场环境下才可以正确实现。在非市场环境下的负荷聚合商发送的价格信号只有时间信号，而没有将位置信号发送给用户，在有输电阻塞的情况下不考虑位置信号，错误的需求响应只会加剧系统的输电网络阻塞。
五是居民和农业用户不需要参与市场。为保持居民和农业的用电价格稳定，目前，我国只有居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。我国的电力现货市场均采用的是全电量优化的集中式市场模式，市场是技术中立的，调度机构在电力潮流优化过程中无法在物理层面区分优先发电、优先用电、市场化发电和市场化用电，居民和农业用户的优先用电量不进入市场，当优先发电和优先用电量出现时段性的不匹配时，就会造成市场运行中出现不平衡资金。
推动用户侧参与市场走深走实
随着“无现货、不市场”的概念深入人心，在允许试错的科学态度下，要正确认识和深化用户侧参与市场，促进电力市场的健康发展，提高市场的效率和竞争力。
推动用户侧全电量参与市场。用户侧全电量参与市场要包括居民和农业用户的用电量。电网企业代理居民和农业用户参与市场出清、结算，对居民、农业用户可将分区统一结算点电价作为用户现货结算电价，或是仍然采用目录电价对居民、农业用户进行结算，由此产生的损益在交叉补贴环节转移至工商业用户，按月由全体工商业用户分摊或分享。只有所有电力用户都参与到市场中，才能真正发挥供需决定市场价格的作用，最大程度地实现社会福利最大化。应减少对市场交易的行政干预，在保障市场出清价格的同时，改由事后约定场外保障措施以逐步减少优先购电量对电力现货市场的影响。同时全部用户参与市场通过双边市场的竞争，准确反映不同时段真实的市场供需情况，才能让电改红利向用户侧传导。
坚持用户侧分区电价，准确传导地理位置信号。在用户侧还无法承担节点电价带来的风险前，应在节点电价结算和全市场统一电价之间求得妥协，控制位置电价交叉补贴范围。用户侧电价机制应该不断细化分区，以行政区域进行分区，经济百强县可以按经济体量优化到县。通过不同区域差异化的电价信号，引导电力用户更多考虑在电源中心或低价区域投资建厂，在降低自身用电成本的同时，减少输电网络阻塞，起到就地消纳和减少网损的作用。如果单纯地根据最大负荷的增长，而不去限制阻塞区负荷，投资建造更多的输电网络，只会带来巨大的投资浪费。准确地将电能量的空间价值传导到用户侧，可以进一步节约资源、释放社会福利。
正确看待外送电角色，承担相应的经济责任。对于与送端省份存在交流连接的、无论是弱连接（节点价差较小）还是强连接（节点价差较大）的外送电都应该被视为送端省负荷，应承担上网节点与送出节点的价差，以及送端省份的系统运行费，否则会造成送端省份用户补贴受端省份用户的情况，形成地区间交叉补贴。实际上，国家发展改革委、国家能源局在《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）中已经明确跨省跨区交易电量的角色定位，即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市场。我国远程送电量占比较大，对送受两端电力供需平衡均起到一定作用。在已经明确外送电角色的前提下，要落实外送电应该承担的经济责任。将外送电量在送端省份作为用户主体参与容量和辅助服务等系统运行费用分摊，承担送端电网中“用户”的责任。
优化负荷聚合商的价格信号。经过聚合的用户不能再使用平均电价进行结算，应该采用节点电价进行结算。为缓解电网出现电力不平衡、系统可靠性受到威胁的现象，电力市场引入了需求响应。所以，无论是价格型需求响应还是激励型需求响应，负荷聚合商作为聚合众多电力用户的整合者，应充分考虑衡量市场价格信号，向用户发送正确的价格信号。人们常说市场发现价格，发现的不仅有时间信号还有位置信号，二者结合才是电能综合价值的体现。只有把握好最基础的市场节点电价问题，才能充分发挥聚合商的作用，需求响应才能真正解决系统运行中出现的问题。
