电力现货市场泛指日前及更短时间内的电能量交易市场，我国电力市场目前主要开展日前、日内、实时电能量交易，通过市场竞争形成分时市场，发挥市场资源优化配置作用，保障电力供应安全，促进清洁能源消纳，助力构建以新能源为主体的新型电力系统。2015年中发9号文以来，我国电力现货市场建设取得稳步进展，以省间、南方区域市场为主的跨省现货市场，分省连续结算试运行、模拟/调电试运行为主的24家省内现货市场有序推进，广东、山西、浙江、四川、福建、山东、甘肃、蒙西8个第一批试点结算试运行逐步深入，上海、江苏、湖北、河南、辽宁、安徽6个第二批试点现货市场建设有序推进。
电力现货市场试点成效
一是有为政府和有效市场结合，多方凝聚共识推进市场建设。发挥政府的引导和监管职能，在全国范围组建33家电力市场管理委员会，现货试点省份陆续成立研究专班。坚持问题导向，引导市场运营机构和经营主体在实践中发现问题、通过专班和市场管理委员会集中反映问题和解决问题;积极推动市场监管融入市场建设全过程，通过合理约束市场主体准入份额、设定现货价格申报和出清价格上下限、建立市场力监测机制等措施，保障经营主体公平参与市场，规避价格波动风险。这种多方协作、共同治理、合作共商、信息和风险共担的机制，有效推动各方主体就资源有效配置、价格引导供需、信息透明公开等方面达成共识，促使我国电力市场体系不断完善、市场机制逐渐健全，为电力现货市场的稳定健康发展提供了坚实基础。目前，山西、甘肃、广东、山东、蒙西5省开展“集中式”电力现货市场长周期连续结算试运行。其中，山西从2021年4月起开始不间断试运行，甘肃从2021年5月起开展不间断试运行，广东自2021年11月连续试运行，山东2021年12月不间断试运行，蒙西2022年6月连续结算试运行。
二是坚持市场导向，通过价格信号反映市场成员多元利益诉求。与中长期交易不同，电力现货市场通过发用两侧竞价形成具有“时间、空间”双重属性的电力价格信号，在供需宽松、新能源大发时段，分时低价信号引导发电机组深度调峰、用户侧多用电，在供需紧张、新能源欠发时段，分时高价信号引导发电机组主动顶峰发电、用户侧少用或错峰用电。在历经迎峰度夏、迎峰度冬、重大节假日和活动保供电、极端天气、疫情防控、一次能源价格波动等多元复杂场景下，各类经营主体根据自身成本信息和发电意愿，以实现市场收益最大化为目标，主动响应现货市场“能跌能涨”的价格信号，促进电力供需平衡和系统资源优化配置明显。
三是探索省间/区域现货市场，促进资源大范围优化配置。近两年，我国电力供需呈现“总体宽松、局部季节性、时段性紧张”特征，叠加火电成本疏解困难发电意愿低、新能源低成本难消纳交织影响，供需平衡压力陡增。2022年，在此前跨区域省间富余可再生能源电力现货交易实践基础上，推动省间电力现货市场结算试运行、南方区域市场模拟/调电试运行，通过市场机制实现区域和省间电力资源的大范围余缺互济，在促进清洁能源消纳、提高火电发电积极性、提高省间通道利用率、保障电网安全平稳运行等方面发挥重要作用。以省间现货市场2022年运行情况为例，省间出清价格充分反映了“市场供需关系和电源出力季节”特征。供需关系看，省间现货全年平均价格0.87元/千瓦时，7-8月因极端天气和负荷需求影响成交均价1.91元/千瓦时，余下月份成交均价0.38元/千瓦时，价格充分反映了全国电力市场供需形势。电源出力季节特征看，春季主要以新能源为主，度夏和度冬期间以火电为主，西南水电大发以水电为主，可再生能源的成本优势在省间现货交易中将被进一步放大，资源优化配置作用明显。
四是有序推动新能源参与市场，促进消纳成本显性化。新能源出力的随机性、间歇性和波动性特点，其装机容量的快速增长与电网安全稳定运行矛盾日益突出。试点省份结合其实际情况，有序推动不同补贴类型、不同比例的新能源参与有序现货市场。新能源参与市场后，对电力系统灵活调控能力的需求也随之增加，而波动的现货分时价格则可以看作是新能源消纳的边际成本，新能源消纳成本得以显性化，有助于显性化能源转型的实际社会成本。此外，新能源企业参与市场不仅获得了低成本优势，还迫使它们积极承担系统平衡的责任，提高自身发电出力预测的准确性和市场管理水平。这一过程逐渐培育了新能源企业不再“躺平”的经营管理理念，对电网的安全稳定运行和企业自身效益都起到了积极的促进作用。
五是峰谷价差进一步拉大，带动灵活性调节资源积极性。现货市场每15分钟或每半小时形成一个价格，充分反映新能源出力变化、负荷变化及电网输电能力变化的影响，构建更加精细科学的分时、分日价格体系，进一步推动拉大峰谷价差，引导各类经营主体主动参与调节，推动系统平衡方式由“源随荷动”向“源荷互动”模式转变。目前，多数试点省份现货峰谷价差可达1.5元/千瓦时以上。以山东为例，在晴天中午时段受光伏大发影响(分布式光伏累计装机量达3317万千瓦)，省内现货市场电价可维持4小时-0.08元/千瓦时低位运行，下午15时后，随光伏出力下降、用电需求增加，现货市场电价攀升，晚高峰17、18、19时，节点电价快速走高至0.7元/千瓦时以上，为省内储能等灵活性调节资源峰谷套利、用户结合价格信号调整用电行为降低用电成本提供了有利契机。
电力现货市场展望
近期，国家能源局《电力现货市场基本规则(试行)》(以下简称《基本规则》)的正式印发，意味着我国现货市场建设和深入推进迈入新阶段，为建设适应于能源低碳转型和社会经济发展的全国统一电力市场提供“纲领性、规范性、标准性”文件指引。
一是发挥纲领性作用，推动持续完善适应于新型电力系统的全国统一电力市场机制。基本规则立足于我国能源“双碳”战略、新型电力系统建设和现货试点实践，提出电力现货市场的建设目标和基本原则，从总体设计上制定了电力现货市场不同建设阶段的目标和要求，为实现多层次市场时序衔接、高效协同奠定基本框架。
二是提供规范性基本交易规则，为现货市场建设提供指引。基本规则在市场成员、市场构成、市场价格、市场运营、市场衔接、市场计量、市场结算、市场风险防控、市场干预等方面建立规范机制，各省依据基本规则制定适应于地区特色的交易细则，推动统一的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等规则体系和技术标准，有助于健全统一的全国电力市场交易机制。
三是建立统一技术和数据标准，促进市场互相耦合、平稳衔接。基本规则第十条、第十四条、第八十八条对现货市场技术系统和数据标准衔接提出新的要求，有利于引导建立涵盖所有市场成员的统一数据交互标准和规范，促进市场间耦合衔接，为经营主体提供更为精细、易于使用的数据披露服务，提高市场透明度。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者王凯供职于中国华能集团江西公司。
