电力现货市场是现代电力市场体系的核心部分，是完善市场化交易的关键一步。首批8个建设试点地区全部进入模拟试运行，标志着我国电力现货市场建设又向前迈进了一大步。从建设架构、衔接机制以及运营机制这3个关键方面对试点地区在电力现货市场建设方案及相关机制设计上的异同及特色做法进行了对比分析。并对试点地区进入模拟试运行以来，暴露出的电力现货市场建设机制同现行电力市场体制不相适应的部分问题进行了剖析，并提出相关的政策建议。

0 引言

2015年3月中共中央、国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发［2015］9号），标志着我国新一轮电力体制改革工作正式启动。2017年9月，国家发改委和国家能源局联合印发《关于开展电力现货市场试点工作的通知》（发改办能源［2017］1453号），将南方（以广东起步）、浙江、山东等8个地区选为首批试点，为我国电力现货市场建设工作按下了“快进键”。此后，各试点地区先后发布了具体的电力现货市场建设方案及相关机制，并在此基础上陆续开展电力现货市场试运行工作。

本文将对各试点地区在电力现货市场建设方案上的异同进行比较分析，并就试运行期间暴露出的电力现货市场运行机制同现行电力市场体制不相适应的部分问题进行简要探讨。

1 试点地区电力现货市场建设方案异同

1.1电力现货市场建设架构

各试点地区在电能量市场的构建上，均秉持“中长期交易规避风险、现货交易发现价格”的思路，将电能量市场分为“中长期交易市场”和“现货交易市场”，坚持“中长期交易为主、现货交易为补充”的市场建设原则。然而，在市场模式、市场组成、市场主体等方面，各试点地区又存在些许差异。

1.1.1市场模式

在市场模式的选择上，广东、浙江、山西、山东、甘肃、四川采用“集中式”市场模式,省内中长期交易采用差价合约管理市场风险,无需物理执行，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式；蒙西则采用了“分散式”市场模式，以中长期实物合约为基础需要物理执行、发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，通过中长期交易电量日分解机制实现中长期交易和现货交易2种市场模式各有优势：“集中式”市场资源配置效率更高、市场监管难度较小、对售电主体成熟度要求较低；“分散式”市场在市场规则方面则较为简单。市场模式的选择需要充分考虑电网结构、电力供需等因素，其中最关键的因素是网络阻塞。“集中式”市场适用于网络阻塞较重的地区,“分散式”市场适用于网架坚强、网络阻塞较轻的地区。

1.1.2市场组成

在省内现货交易市场的组成上，广东、浙江、山西、四川、甘肃、福建均采用“日前市场+实时市场”模式，山东则增加了“日内机组组合调整交易”环节，当电网运行条件发生变化后，对日内机组发电调度计划进行调整,但不出清价格,以实时市场出清价格进行结算皿;蒙西则在日前和实时市场之间加入日内市场，在日前交易出清结果的基础上,以日内4h超短期负荷预测等为边界条件,以系统运行综合效益最大化为目标，进行日内交易优化出清。

日前市场、日内市场以及实时市场功能定位各不相同，日前市场提前一天形成与系统运行情况相适应的交易计划；日内市场则在日前市场关闭后，为市场成员提供一个对发用电计划微调的交易平台,从而应对日内预测偏差和非计划状况等;实时市场的主要作用是为电力系统阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号，形成与系统实际运行高度契合的发用电计划，保证电网运行安全。

1.2电力现货市场衔接机制

1.2.1省内现货市场与省间现货市场的衔接

在各试点地区中，山西、四川、甘肃根据本省发电资源特色，已建立起省间现货市场,实现了发电资源在更大空间尺度上的资源优化配置。其中，山西发挥其煤电基地优势,以超低排放的燃煤机组和风电等新能源机组为重点，采用“风火打捆”的方式参与省间现货市场；甘肃则通过跨省跨区增量现货交易系统实现省内风电、光伏等可再生能源的跨省、跨区消纳；四川作为水电大省；供需环境复杂，丰水期供大于求,枯水期则相反，省间现货市场可实现跨省调剂电能切。此外，这3个试点地区的省间现货市场均采用“日前市场+日内市场”的方式。

广东、蒙西、浙江、山东、福建虽暂未建立省间现货市场，但对省外来电参与省内现货市场的方式略有不同。四川省对政府间框架协议、国家分电计划等形式的省外来电均作为省内现货市场的边界条件，而广东对于以“点对网”方式送电的省外来电视同省内电厂参与省内现货市场；浙江不仅“点对网”外来电可报价参与优化，“网对网”外来电也可作为价格接受者参与省内日前现货市场。

1.2.2中长期交易与现货市场的衔接

中长期交易具有防范市场风险、稳定电力运行的作用，是电力市场的“压舱石”。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订，对于广东、浙江、山西、山东、甘肃、四川等“集中式”市场模式的试点地区中长期交易合同均采用差价合约的形式，而现货市场采用全电量优化出清，日前市场出清曲线与中长期交易合约的偏差部分按照日前市场出清价结算；对于蒙西“分散式”市场模式，中长期交易合同采用实物合约，将中长期合同电量按日分解成具备物理执行条件的分时电力曲线，现货市场的日前交易在中长期日分解曲线的基础上对部分电量优化出清，日前交易出清结果与中长期日分解曲线之间的偏差部分按日前市场出清价结算;福建则根据年度电量、负荷预测情况滚动执行中长期合同,10%用于现货竞价。

1.2.3辅助服务市场与现货交易市场的衔接

随着电能量市场的放开,辅助服务也面临市场化的问题,在发改委印发的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》中指出，配合电力现货试点,积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。在现货交易市场建设初期，除蒙西外的7家试点地区均已开展辅助服务市场建设，但提供的同现货交易市场相匹配的辅助服务品种不尽相同。其中，广东、山东仅提供调频辅助服务，浙江、四川提供调频、备用辅助服务，山西、甘肃提供调频、调峰辅助服务。事实上，调峰是我国特有的电力辅助服务品种，部分试点地区在电力现货交易市场建设初期仍保留该辅助服务品种也是为了进一步激励发电企业进行灵活性改造、促进新能源消纳。随着电力现货交易市场建设的不断完善,调峰的功能应通过实时电价引导电力供需自平衡来实现。

此外，在现货交易市场建设初期，广东、山东、四川、甘肃、山西、福建等试点地区调频辅助服务市场同现货交易市场独立运行;四川的备用辅助服务市场同现货交易市场独立运行;浙江则将调频、备用等辅助服务市场同现货交易市场联合优化、一体出清;山西的调峰辅助服务市场与现货交易市场联合出清倒;甘肃的调峰辅助服务市场同现货交易市场独立运行。

1.3电力现货市场运营机制

1.3.1交易机制

在交易报价方面,各试点地区在现货市场建设初期发电侧均采用“报量报价”模式组织日前交易;而在用户侧，广东、山西、山东、四川采用“报量不报价”的模式组织日前交易,其他试点地区用户侧暂不参与报价,实现了日前交易发电侧单边集中竞价。在日内或实时市场发电侧采用日前市场封存的申报信息，用户侧无需申报。待市场建设逐步成熟后，再转向“发电侧、用电侧双向报价”的双边竞价模式。值得注意的是，甘肃为了有效调动新能源企业参与电力现货市场的积极性、规避新能源发电预测的不确定性，允许新能源企业根据超短期发电预测在实时市场进行二次申报。

在交易出清方面，除蒙西外，其他各试点地区在日前交易市场均全电量申报、集中优化出清，通过安全约束机组组合和安全约束经济调度时算法，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时、分区电价；在实时交易市场，同样采取全电量集中优化出清方式，通过安全约束经济调度算法，调节省内发用电偏差。

1.3.2价格机制

电力现货市场交易周期短,且受网络约束影响,因此价格机制相对复杂,设置合理的价格机制既要实现市场发现价格的目的,又要通过价格引导减轻网络阻塞团，还要防止市场主体投机行为。广东、浙江、山东、甘肃均采用分时节点电价或分时分区电价，分时节点电价由系统电能价格和阻塞价格2部分构成,系统电能价格反映系统电力供需情况,阻塞价格反映节点所在位置的电网阻塞情况。发电侧以机组所在节点的分时节点电价作为现货点能量市场价格,用户侧以系统各节点的加权平均综合电价作为现货电能量市场价格;山西采用系统边际电价,即交易电价不随空间变化，但出清模型具备节点电价计算能力，可根据电网阻塞情况适时采用分时节点电价；蒙西、四川、福建在市场初期采用系统边际电价，但同时也会发布分时分区节点电价信息以供市场参考。

此外，为综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，以避免市场价格大幅波动，降低市场风险，各试点地区均采取了限价机制，对市场申报价格和出清价格设置了上、下限。以山东为例,现货市场试运行期间,电能量申报价格上限为800元/MWh,下限为0元/MWh,电能量出清价格上限为1 000元/MWh,下限为-80元/MWh。

2 试点地区试运行期间问题分析

2019年6月26日，随着蒙西电力现货市场启动模拟试运行，首批确定的8个电力现货市场建设试点全部进入试运行或模拟试运行阶段，并不断推进结算试运行工作。截止到2020年9月，各试点地区的试运行工作进展情况如表1所示。

试运行暴露了电力现货市场在市场设计、技术支持系统、配套制度等多方面的问题。本节将就试运行期间出现的一些问题进行浅析。

2.1峰谷电价与市场电价的矛盾

在电力系统统购统销的准计划经济体制下，电网企业为鼓励用户将负荷从用电高峰时段转移到低谷时段，对电力大用户实施峰谷分时电价，以鼓励用户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。党的十八大以来，国家多次出台强化及完善分时电价的政策和文件，分时电价政策的总体发展方向是鼓励并推广完善。

电力现货市场采用市场电价,电价本身就是分时的（每小时形成一个电能价格），对电能价格比较敏感的电力大用户，会根据现货市场的分时价格,调整用电行为，以实现自身经济利益的最大化，同样实现了错峰用电、削峰填谷的效果，且调控效果更为精细。

然而,在某省现货试结算中，出现了峰时段市场电价远低于谷时段市场电价的峰谷电价倒挂现象。

产生这一现象的主要原因为：白天光伏机组大发并叠加风电和外来电等影响，挤压了现货市场中的火电机组的电量、电价空间,导致火电机组在峰时段为保证出清而报价较低。对于未进入市场的用户处于峰谷分时电价的峰段电价，而对于进入市场的用户，该时段则为全天电价最低时段,峰谷电价与市场电价2套电价体系互不兼容，出现了明显冲突。随着新能源发电量占比的不断提升,未来电价最低的时段很可能出现在白天负荷高峰时段，传统的峰谷电价模式难以传递这一信号，不利于新能源的消纳。

2.2负电价出清现象

电力现货市场建立的意义之一是其价格发现功能,即电力现货市场能发挥市场价格形成功能，可真实反映电力商品短期供需关系和时空价值，为有效的投资和发展提供真实的价格信号。因此,理论上，随着不同时段供需关系的变化,有可能出现零电价甚至负电价。某省在试运行期间多次出现了负电价，验证了这,也引起参与现货市场的多方主体关注。

负电价是多种市场因素作用产生的结果,主要原因是短时间电力供需不平衡，供过于求且供应调节难度大。具体来讲,有以下因素：

(1)新能源机组出力增大。根据电力现货市场交易规则“新能源场站日前预测出力作为现货电能量市场的边界条件”，当电网新能源源出力增加时,常规机组运行的边际条件变化,系统供需比增大，需要降低常规机组出力。

(2)常规机组调节性能有限。常规机组中除燃气机组以外，煤电、核电等机组调节灵活性较差,不适于频繁启停或快速上下调节出力，且调节成本非常高。只要负电价代价比机组调节代价低，煤电等常规机组会选择倒贴钱以继续获得发电的权利。

(3)供热机组占比过大。该省2019年11月份的电力现货试运行处于供热期，为了确保供热，很多机组选择作为供放弃了在现货市场上的定价权。

(4)出清限价的影响。试运行期间，该省电能量市场出清价格限价下限为,负电价完全在限价范围内。而另一试点地区在试运行期间出清价格最低达到,为该地区现货规则限定的出清价格下限。

其实,引入负电价是欧美成熟电力市场发展的一大趋势，负电价的出现具有一定的积极意义。对用户而言,负电价可以引导用户改变用电习惯，提供另一种错峰生产模式,促进用户主动削峰填谷,降低用户用电成本;对发电企业而言，负电价促进其进行主动进行技术改造,增强机组调节灵活性，提高机组发电利用小时数;对电网而言,电网建设不必为了很短时间的尖峰负荷建造大量的输变电资产，降低电网低效投资和资源环境使用成本，提高系统运行效率。但同时，负电价的出现加大了电价波动幅度，存在恶意逼仓、人为操纵等违法违规行为导致电价扭曲的可能，建议推动政府在市场建设初期，建立市场限价制度和完善的市场监管体系，对市场申报及出清价格设置适当的上、下约束,并定期调整。

2.3不平衡费用

各试点地区在电力现货市场结算试运行过程中，或多或少均出现了不平衡费用。其中，山东省在第三次调电运行及试结算中,4天产生不平衡费用高达9 500万元，对该省电力现货市场改革乃至全国电力体制改革敲响了警钟。其实，不平衡费用影响电改进程早有先例，在2002年启动的上一轮电力体制改革中，东北地区电力市场由于出现32亿元不平衡费用被迫暂停，此后，东北电力市场相关试点工作再无实质性进展。因此，不平衡费用问题能否妥善解决成为了电力现货市场改革成败的关键。

本次试运行期间不平衡费用问题的产生,主要有以下几个原因：

(1)市场化发、用电量不平衡。以山东省为例，在第三次调电试运行中,市场化用户用电量约为1 900亿kWh,发电侧市场化机组发电量约为1 200亿kWh。对于市场化用电量超出市场化发电量的部分，市场结算机构需要高价购买非市场化的外来电、新能源发电以及核电等优先发电资源并低价卖给市场化用户，产生“高买低卖”现象。

(2)优先发购电难以平衡。由于清洁能源出力易波动，优先发电量与优先购电量难以平衡,当优先发电量超过优先购电量时，市场化机组需调减出力，调减的偏差电量按照现货价格结算，而清洁能源增发部分的偏差电量按照批复电价结算。该省现货市场日前和实时市场均价分别为198元/MWh和182元/MWh，而清洁能源批复价格为395元/MWh,因此该部分偏差电量导致需要高价买入新能源增发电量，低价卖出中长期市场化合同的欠发电量，发电侧“高买低卖”产生不平衡费用。

(3)容量补偿机制不完善。容量补偿机制要求市场用户根据实际用电量按标准缴纳容量补偿费用,从而对发电侧容量成本予以补偿。在本次试运行中,当市场化用电量超过市场化发电量时,由于优先发电、外来电未纳入容量电价补偿范围，造成了对市场化机组的超额补偿,进一步扩大了不平衡费用。

不平衡费用的处理,从短期来看,需要厘清政府定价电量和市场化交易电量、非市场化用户和市场化用户的占比关系，进而将不平衡费用在各责任主体间进行合理分摊;从长期来看,需要积极推动非市场化发电机组和用户全面参与市场化交易，加速建立全国统一电力市场以实现省外来电市场化，进一步完善容量电价补偿机制和可再生能源参与现货市场交易机制。

2.4辅助服务市场建设

辅助服务市场建设是电力现货市场建设过程中不可忽视的关键环节。结合目前开展的电力现货市场试点工作，各试点地区正在积极探索辅助服务配合电力现货交易机制建设进行市场化,在此期间，暴露出调峰服务不适用于电力现货市场、辅助服务出清机制不合理等问题。

在现货交易市场建设初期,山西、甘肃2个试点地区保留了调峰这一辅助服务品种，而随着现货市场试运行的不断推进,山西在第六次结算时运行中停止了日前、实时深度调峰辅助服务市场，甘肃则在2020年9月宣贯了《关于在现货结算试运行期间不再单独组织开展省内调峰辅助服务市场交易的通知》。可见，将调峰辅助服务市场与现货交易市场融合发展是大势所趋。以山西为例，深度调峰辅助服务一方面经济性不佳，火电厂需要为灵活性改造投入大量资金,而深度调峰辅助服务价格偏低,导致发电企业参与深度调峰积极性不高，且参与深度调峰会增加煤耗拉低效益，影响供热能力,缩短机组使用寿命,无疑是“卖血换钱”;另一方面，现货结算试运行后，火电企业存在深度调峰在辅助服务市场取得竞价中标收益外，又在电能量市场取得发电权转让收益的双重收益问题,对新能源企业造成不公和利益侵害。因此,要正确设置电力现货市场环境下的辅助服务品种，调峰不再作为辅助服务品种，调峰功能由应由实时电价引导电力供需自平衡来实现，在系统负荷较大的峰时段，高电价可激励发电企业多发电,抑制用户用电需求;在系统负荷较小的谷时段，供大于求，低电价让无法承受亏损的机组主动降低出力，同时激励用户多用电，实现供需平衡。

此外，除浙江外,其余试点地区的辅助服务市场均独立于电力现货交易市场而分别投标，使得用于调频和备用中标的容量不能用于电能量投标，同时调频中标容量不能用于提供备用服务，备用中标容量反之亦然，造成调频、备用容量的冗余，以及3者总成本的非最优。并且，脱离了电力现货市场，调频服务引发的电量变化和备用服务时段损失的机会成本等无法准确定价,也就无法真正实现辅助服务的市场化。因此，建议在集中式市场中将调频、备用辅助服务市场同电能量市场联合出清，从而降低辅助服务成本，提高市场效率。

3 结束语

电力现货市场是现代电力市场的标准,也是现代电力市场发展的必由之路。本文从建设架构、衔接机制以及运营机制3个方面对电力现货市场首批试点地区在建设方案及相关机制设计上的异同及特色做法进行了比较分析。此外,本文还就各试点地区在试运行期间出现的现货价格未能真实反映供需关系、峰谷电价与市场电价不相适应、负电价出清现象、不平衡费用处理不当、辅助服务市场建设欠缺等问题进行了探讨，并提出了政策建议,为我国接下来的电力现货市场进一步建设工作提供参考。