电力现货市场是我国统一开放、竞争有序电力市场体系的重要组成部分。当前，随着“双碳”目标和新型电力系统的构建，电力系统运行机理和平衡模式深刻变化，新能源消纳和电力供应保障面临较大挑战，必须加快探索市场化的解决方案。深化电力现货市场建设，对于充分发挥价格信号引导作用，通过市场机制保障电力实时平衡和电网安全运行，促进“双碳”目标落实和新型电力系统构建，提高电力资源配置和系统运行效率均具有重要的现实意义。
我国电力现货市场建设进展
2017年国家发展改革委、国家能源局启动现货市场建设试点工作以来，各地在探索中不断深入推进，取得显著成效。从第一批试点看，南方（以广东为起步）、山西、浙江、四川、福建、山东、甘肃、蒙西8个地区2021年完成季度以上的结算试运行，2022年山西、甘肃、山东、广东等地区实现长周期不间断试运行，充分发挥现货市场发现分时电价、反映市场供需的基础作用，并按照“边试边改”的原则，不断完善市场规则及配套机制。从第二批试点看，上海、江苏、湖北、河南、辽宁、安徽6个试点省份市场建设稳步有序推进，其中江苏完成周以上的结算试运行，安徽完成第一次调电试运行，湖北、河南、辽宁、上海完成至少一次模拟试运行。其他18个非试点地区积极推进现货市场建设工作，河北南网、冀北、陕西、江西、贵州、重庆、海南、新疆、黑龙江、青海、广西、天津、宁夏、湖南14个地区完成现货市场建设方案编制，正在加紧修改完善规则并同步建设开发技术支撑系统。南方、京津冀区域电力市场试点建设工作稳步推进，南方区域市场已于2022年7月启动模拟试运行。
同时，为有效解决新能源快速发展带来的消纳问题，国家发展改革委、国家能源局于2017年批复启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点工作，通过挖掘跨区域省间输电通道的富余容量，促进送端可再生能源的外送消纳。运行5年以来，16个省份超过2300家可再生能源发电企业参与交易，累计减少可再生能源弃电超260亿千瓦时，有效培养了市场主体的市场意识，锻炼了市场人才队伍，积累了市场建设和运行经验，为建立健全省间电力现货市场体系奠定了坚实基础。2022年11月，在跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点的基础上，国家发展改革委、国家能源局批复省间电力现货交易规则，省间电力现货市场的市场主体参与范围进一步扩大，市场交易范围也得到显著提升，市场交易机制更加完善。自2022年7月起，省间现货开启为期半年的连续结算试运行。
我国电力现货市场建设成效
总体来看，现货市场试运行平稳有序推进，发挥了现货市场的资源优化配置作用，反映了一次能源价格波动，促进了可再生能源消纳和能源转型，激发了常规能源调节能力，提升了电力资源大范围优化配置能力。
电力现货市场价格有效反映一次能源价格变化和电力供需，实现了成本有序向用户侧疏导。现货市场结算试运行期间，电力现货市场出清价格上涨反映了电煤等一次能源价格上涨情况，实现了发电企业燃料成本向用户侧传导，缓解了发电企业经营困难，运用市场化手段解决了问题。广东2021年12月现货均价上涨至0.682元/千瓦时，较同年5月上涨34%。现货价格上涨促进了燃煤成本向用户侧的传导，有效缓解了发电企业燃煤价格上涨带来的成本压力。
现货试点探索适宜新能源参与的市场机制，在新能源装机不断增长的同时，有效维持了较高的新能源利用率。部分试点采用新能源报量不报价、报量报价的市场设计，推动新能源参与现货市场；同时通过创新市场机制，有效引导灵活性机组发挥调节能力，促进新能源消纳。山西通过调峰市场与现货市场融合，激励火电机组自主提高运行上限、降低运行下限，提升运行灵活性；引导火电机组主动按需启停，2021年全年启停逾1000台次，单日最大增加新能源消纳空间264.4万千瓦，全年增加消纳新能源31.3亿千瓦时。甘肃引入新能源参与辅助调频，即优先利用富余新能源填补预测偏差产生的分钟级发电空间，实现新能源发电最大化，在新能源装机增加660万千瓦的情况下，2021年新能源利用率达96.83%，同比提高1.5个百分点，实现了新能源利用率稳步增长。
现货试点通过提高价格上限、引入容量补偿等手段激励火电顶峰发电，有效验证了现货市场的保供作用。山西提高现货市场限价至1.5元/千瓦时，火电企业为赚取高峰电价，积极投油、上优质煤、提前对设备消缺，2021年12月燃煤机组发电受阻容量同比最大下降约200万千瓦，降幅达35%。甘肃提高现货市场限价至0.8元/千瓦时，有效激励机组在电力供应紧张时主动顶峰发电，提升电力供应能力，2021年累计增发电量超过90亿千瓦时。山东执行0.0991元/千瓦时的容量补偿机制，有效降低燃煤机组发电受阻容量，2021年12月燃煤机组发电受阻容量同比下降约112万千瓦，降幅达10.53%。
省间现货市场顺利启动连续结算试运行，跨省区电力优化配置能力进一步提升。从试结算情况来看，一是资源优化配置范围扩大，省间电力现货交易范围由原来的“跨区域省间”扩展至“所有省间”，电力资源配置灵活性大幅提升。二是余缺互济能力增强，平衡紧张省份通过省间电力现货交易购入电力满足自身平衡需求，大幅减少了日前、日内应急调度需求；新能源发电实现更大范围消纳，试结算期间新能源日均交易电量较跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点期间大幅上涨。三是市场交易类型丰富，新增火电企业参与省间电力现货交易后，成交均价高于省内中长期均价，提高了收益水平和发电积极性，增加了全网可调用资源。
我国电力现货市场建设面临的挑战和下一步建议
系统性开展电力现货市场建设是构建新型电力系统、实现“双碳”目标的重要保障，作为全国统一电力市场体系的重要组成部分，电力现货市场需要不断加强市场机制与政策的统筹衔接，并基于我国国情因地制宜开展探索实践。当前，我国电力现货市场建设面临的挑战和下一步建议如下：
1.省间市场与省内市场的衔接问题
在全国统一电力市场体系的指导下，按照“统一市场、两级运作”的市场运作模式，初步实现了省间电力现货市场、区域辅助服务市场、省内电力现货与辅助服务市场的联合运作。随着省间、省内市场的快速推进，省间与省内市场的衔接问题日益凸显。当前，各试点省份普遍将省间市场结果作为省内市场的边界条件，在日前市场中按照省内现货市场预出清、省间现货市场和区域辅助服务市场正式出清、省内现货市场和辅助服务市场正式出清的时序开展，省间、省内市场运行时序和交易流程严密配合，单一时序延误可能影响后续整个交易流程。
为进一步加强省间、省内市场衔接，可从功能定位、交易时序、偏差处理、交易规则等方面探索省间、省内市场衔接新机制。
在功能定位上，省间市场定位于保障国家能源战略实施，实现大范围资源优化配置，促进可再生能源消纳；省内市场主要保障省内资源优化配置、电力电量供需平衡和安全供电秩序。
在交易时序上，按照省内市场预出清、省间市场正式出清、省内市场正式出清的时序确保市场运营与电网运行的紧密衔接。
在偏差处理上，根据偏差产生的原因区分省间、省内偏差并分别按照省间、省内市场规则进行处理。在交易规则上，推动省间、省内市场在市场准入、申报、出清、结算等关键环节和核心细则上保持一致性，为全国统一电力市场发展奠定基础。
2.新能源参与市场问题
为落实“双碳”目标，新能源装机规模仍将快速增长，妥善处理好新能源发展与电力市场建设之间的关系非常迫切，目前存在如下问题：
一是部分地区新能源尚未参与市场。部分试点地区新能源按照保障性收购政策全额“保量保价”收购，尚未参与市场。随着新能源大规模发展、发电成本降低，不计经济成本、无限兜底的保障政策已难以为继，亟需通过市场化机制促进新能源消纳。二是部分地区新能源参与市场收益不及预期。部分新能源占比较高的地区，受新能源发电特性、保障性收购电量下降、市场化电量提升、中长期交易价格较低、功率预测准确率低等多方面因素影响，参与市场后度电收益不及预期，部分新能源企业经营出现困难，可能在一定程度上影响新能源项目的投资积极性。三是高比例新能源参与市场机制有待完善。各试点地区对新能源市场化消纳机制建设进行了有益探索，但市场机制还需进一步完善，亟需加强市场机制与保障政策、配套机制的统筹衔接。
为推动建立适应高比例新能源的市场机制，可从以下三方面开展工作：一是建立适应新能源出力特性的市场化机制。针对中长期交易，完善新能源中长期交易曲线形成机制、偏差调整与考核机制；鼓励电力用户与在建新能源企业签订5～10年的长期购电协议（PPA）；研究完善大型风、光、火电基地打捆外送交易和平衡责任机制；提高中长期交易频次、缩短中长期交易周期，具备条件时推动开展中长期分时段能量块交易。针对电力现货市场，鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核；推动新能源企业在现货市场自行承担功率预测责任和偏差费用；省内富余发电能力可参加省间现货交易。针对辅助服务市场，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务，建立合理的辅助服务成本分摊机制，使新能源机组公平承担系统调节责任。二是积极开展绿色电力交易。鼓励放弃补贴存量机组、增量平价机组全部电量参与绿电交易，充分体现绿电环境价值。将绿电交易作为工商业用户落实消纳权重、碳排放指标、能耗“双控”要求的主要途径，引导有需求的用户直接购买绿色电力。
3.用户侧参与市场问题
2021年国家发展改革委启动燃煤上网电价市场化改革和电网企业代理购电以来，全国各地已全面取消工商业目录电价，初步实现了市场价格向用户侧的有效传导。但与此同时，用户侧参与市场仍存在两方面关键问题有待解决：一是用户侧参与市场的程度有待提升。第一批现货试点中，甘肃探索引入电力大用户“报量报价”参与现货市场，山西、山东、广东等地均采取了用户侧“报量不报价”参与现货市场。从实践效果来看，用户市场主体的市场意识有限，对现货市场价格波动风险的抵御能力较差，极易受到现货市场价格信号的影响，需要进一步创新用户侧市场主体参与现货市场的机制设计，提升用户侧参与市场的意愿。二是用户侧参与市场的配套机制有待健全。随着中长期交易连续运营，现货试点扩围，市场交易类型和方式日趋复杂，用户侧需要同时参与中长期市场和现货市场申报，对用户侧参与市场的能力提出了较高要求，亟需加强对用户侧的市场意识培训和市场能力建设。同时，用户侧参与市场的风险防范能力普遍较弱，缺少相应的风险规避手段，亟需加强零售市场建设，充分发挥售电公司代理电力用户的风险规避作用。
为持续推动用户侧参与现货市场，可从两方面开展机制创新：一是完善用户侧参与现货市场的机制设计。初期可采用“报量不报价”等方式推动用户侧主动参与现货市场申报，培养市场主体意识，远期逐步过渡至“报量报价”参与，不断提高用户侧参与现货市场的比例、扩大参与范围。二是建立健全电力零售市场。在不断丰富零售套餐品种，创新零售套餐交易机制，降低用户侧市场主体交易成本，提高用户侧市场主体参与零售市场的便捷性的同时，推动售电公司提高负荷聚合和用户曲线管理能力，建立零售市场偏差结算和风险防范机制，提高用户侧市场主体的参与意愿和积极性。
4.中长期、现货、辅助服务市场的衔接问题
中长期交易是市场主体规避现货市场价格波动风险的重要手段，加强中长期交易与现货市场的统筹衔接，对平稳有序推动现货市场建设至关重要。辅助服务是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，辅助服务市场是开展辅助服务市场化交易的主要平台，需要加强与现货市场的统筹衔接。
中长期、现货、辅助服务市场的衔接主要存在两方面问题：一是中长期交易频次和灵活性有待进一步提高。目前大部分试点地区中长期交易组织以年度、月度为主，且对中长期交易年度电量占比提出了具体要求。对新能源企业而言，由于出力存在很大的不确定性，现有中长期交易频次使其难以根据出力预测来优化调整中长期交易曲线，极大制约了中长期交易规避现货价格波动风险的能力，不利于适应未来“双碳”目标下新能源快速发展的需求。二是辅助服务市场体系和交易机制有待进一步完善。目前已开展的辅助服务市场交易品种主要包括调峰、调频辅助服务，在现货试点地区已普遍实现调峰与现货市场的融合，但由于辅助服务市场与现货市场耦合紧密，省间、省内两级市场下现货市场和多品种辅助服务市场运行时序面临较大挑战。
为加强中长期、现货和辅助服务市场的衔接，可从以下两个方面开展机制创新：一是多措并举提高中长期交易频次和灵活性，在年度、月度中长期交易的基础上，按需开展周、多日交易，具备条件的地区可探索开展连续分时段中长期交易，同时结合新能源特性，创新中长期交易品种，建立健全中长期转让、回购、置换等多种交易机制，给予市场主体更大的灵活调整空间。二是适应能源结构调整，不断创新辅助服务品种。积极探索引入爬坡类产品、系统惯性、快速调频等新型辅助服务交易品种，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，并通过市场化定价方式对此类机组进行经济补偿，建立健全“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的辅助服务成本分摊与利益共享机制，激发市场主体参与并提供辅助服务的积极性。
5.容量补偿机制问题
随着“双碳”目标的推进，电力系统运行呈现“三高双峰”的特性，新能源的高比例接入，常规燃煤和燃气发电机组利用率下降导致收益减少。与此同时，由于新能源出力波动性、间歇性影响，未来电力系统中仍然需要常规能源机组承担调峰等灵活调节责任。电力市场需要通过合理的容量机制设计，支撑新建常规发电容量所需的投资，确保系统的可靠性和充裕度。
为加强容量补偿机制和现货市场的衔接，可从两个方面开展创新：一是在市场起步阶段探索建立容量补偿机制。在政府相关主管部门的指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。二是随着市场机制的逐步完善可探索建立容量市场机制。采用容量拍卖机制或战略备用招标等机制，火电、水电等各类发电企业按照多年、年度、月度等公平参与容量市场交易，市场运营机构开展系统容量预测并组织容量市场集中出清和采购，并将容量市场成本分摊至用户侧。
