近日，記者綜合各方消息了解到，自從2017年8月國家發改委、國家能源局選取廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅八個地區作為第一批電力現貨市場試點以來，目前已取得突破性進展。當前，各省試點正在進一步擴大結算運行的周期和規模，其中，甘肅、山西、福建電力現貨市場試點均計劃開展試運行至年底。

業內專家普遍認為，由于我國特殊的國情，優發優購電量在未來一段時間內將持續存在。鑒于國內現貨市場試運行時間比較短，難免出現問題，需要對電力現貨試點不斷總結分析。

（文丨本報記者 蘇南）

山西、甘肅新能源參與現貨市場

今年以來，為加快推進電力現貨市場結算試運行工作，國網系統6家電力現貨試點單位全方位開展了大量工作，各試點單位均至少開展兩次連續結算試運行。同時，各試點根據電源結構、用電結構、市場成熟度差異等因素，多采用“中長期差價合約+全電量集中競價”模式。除四川豐水期外，各試點地區統調火電機組均參與現貨市場。

期間，各電力現貨市場試點根據各自新能源運行現狀和政策要求，采取了不同的處理機制，其中，山東、浙江、四川、福建四省新能源不參與市場，將其日前預測曲線全額作為市場邊界，按照實際發電結算；山西、甘肅新能源參與電力現貨市場，對次日新能源預測曲線按照“以用定發”的原則進行調整，金融結算。

“從成交量看，甘肅、山西、浙江、山東試運行中日均中長期電量覆蓋率在9成左右，有效避免了現貨價格波動帶來的風險。”一位不愿具名業內人士表示，從成交價看，山西、山東、浙江供需平衡寬松，試運行價格低于中長期價格；甘肅新能源大發且調低了出清限價，試運行價格有所下降；福建和枯水期的四川現貨交易機制為小規模單邊發電權交易，價格受供需關系影響小，接近中長期均價或標桿電價。

在業內專家看來，電力現貨與深度調峰市場融合效果較好，其中，山西省內北部機組成本低、容量大，電量考核任務重，降低運行下限避免停機；中部機組中長期合同電量充足，通過降出力實現盈利；南部機組成本較高，中長期合同電量少，承擔供熱任務必須運行電力市場，通過降出力減少虧損。“11月份山西電力現貨市場試運行的半個月中，火電機組在原有深度調峰能力的基礎上，進一步釋放了向下調節能力150萬-200萬千瓦，擴展了新能源消納空間。”上述人士介紹。

優化發用電曲線管理

有助于控制不平衡資金

電力現貨試運行中，不容忽視的是，由于我國特殊國情，優發優購電量在未來一段時間內將持續存在。優發優購電量不匹配產生的不平衡資金主要有兩種情況，一是非市場化發、用的總電量的匹配規模不對應，即保障性優先發電量與非市場化用電量需求不匹配，或發用兩側市場化交易電量不匹配等情況，導致結算產生偏差費用。二是非市場化發、用電的總電量規模一致，但每個分時結算周期內非市場化發、用電量無法完全匹配，在現貨市場分時電價機制下，結算產生偏差費用。

對此，上述人士表示，每天優發優購的曲線匹配難度比較大，不過，通過精細化發用電曲線管理，可以控制不平衡資金。“如山西采用的一個辦法，盡可能將優購曲線預測準確，然后拿優發電量與之匹配，以減少不平衡資金。精細化進行曲線管理后，大幅減少了雙軌制費用。從山西電力現貨試運行來看，日均雙軌制不平衡資金由5月份的1000多萬元降到目前的約75萬元。”

在另一位不愿具名的電改研究人員看來，由于在當前計劃與市場并行方式下，優先發電與優先購電放開比例不對等，市場化發電量對應優先購電量的部分仍然按照目錄電價結算，因此將會產生一定的雙軌制不平衡費用。“建議各地在市場建設方案中規范不平衡資金分類，各項結算科目獨立記錄，分類明確疏導。此外，還可將不平衡資金納入電價調整機制。”

上述研究人員還認為，我國部分現貨試點省份尚未建立針對機組啟停、空載費用的成本補償機制，建議參考美國PJM市場的處理機制，在出清模型中引入機組啟停和空載費用，并由電力用戶按照日前和實時市場中的負荷比例進行分攤。

需重點考慮機組容量成本收回機制

截至目前，試點現貨市場運行情況總體良好，交易組織流程流暢，技術支持系統運行正常，出清結果基本符合預期，驗證了現貨市場規則和技術支持系統的有效性。但同時，現貨市場試點試運行中不同程度暴露了一些規則設計方面的問題，如中長期交易與現貨市場銜接有待完善、市場力監測與防范機制尚不健全、合理的容量補償機制還需要探索。業內專家認為，在下一步電力市場建設中，需重點考慮機組容量成本收回機制。

雖然國家能源局印發的《2020年能源工作指導意見》明確提出，今年深入推進電力現貨市場連續結算試運行，具備條件的地區正式運行電力市場，但在業內人士普遍表示，電力現貨正式運行仍需要一定條件。首先，要從法律上給予明確，政府部門要正式出臺運行規則；其次，試運行過程中出現的問題，基本上能得到較好的解決；再次，市場主體通過試運行對市場規則有較熟悉的掌握。

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