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自2017年國家發展改革委、國家能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》確定南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批電力現貨市場試點以來，我國的電力現貨市場建設已經走過了3年多的時間。2019年6月，8個電力現貨市場試點地區全部啟動模擬試運行，標志著電力現貨市場建設真正進入實施時段。2020年，電力現貨市場建設進入了高潮期，8個試點地區全部開展了整月結算試運行，甘肅、福建等試點地區已經進入不間斷結算試運行。電力現貨市場按照實際交易結果進行了“真金白銀”的財務結算，我國電力市場化改革以及電力體制改革邁出了極為重要一步。
一、建設電力現貨市場的重要意義
電力現貨市場建設試點工作啟動之前，我國已經開始了大用戶直購電、電量中長期市場、調峰和調頻輔助服務市場等市場建設，通過市場競爭降低了用戶購電成本，向社會釋放了改革紅利。但是，上述市場建設本質上是一個單邊降價市場，是發電主體通過讓利實現的市場競爭，電力系統原本的生產運行方式并沒有改變，通過市場建設提高整個系統效率的作用體現得還不夠明顯。電力現貨市場建設是要從根本上改變電力行業的生產運行方式，是對發電生產、調度計劃、營銷計量、電價機制、用戶用電行為、行業和市場監管、電力系統規劃投資方式等方面的系統變革，是構建有效競爭電力市場的核心內容，是關系到電力體制改革能否更進一步的關鍵，是發揮低邊際成本的可再生能源電力競爭優勢和落實“30•60”目標的重要途徑之一。電力現貨市場建設將原有電力體制改革過程中沒有暴露的問題一一擺到了桌面上，標志著我國電力市場化建設、電力體制改革進入了深水區。
各試點地區進入連續結算試運行后，現貨市場建設對電力系統的影響逐步顯現。在發電環節，傳統火電企業通過靈活性改造、對機組用煤精細化管理等方式，提高自身應對市場電價波動的能力。在現貨價格較低時段，盡可能降低自身機組出力，降低低價發電虧損或者賺取更多的中長期合約差價結算收益；在現貨價格較高時段，機組通過燃燒優質煤，盡可能提高爬坡能力，爭發更多的現貨電量。風電等可再生能源企業努力提高功率預測水平，提升參與市場能力。在電力調度和交易環節，電力現貨市場建設使得調度和交易信息更加公開化、透明化，推動電力調度機構在檢修計劃、方式安排等方面更加精細化管理，同時也降低了計劃模式下調度機構對不同發電企業的協調成本。在售電環節，現貨市場建設為售電公司培育了大量的專業化人才，試點地區的售電公司在用戶用能管理、負荷特性分析、電動汽車V2G等方面積極布局，提高代理用戶的負荷管理能力，降低參與市場風險。隨著現貨市場價格逐步向用戶側引導，需求響應、綜合能源服務等新興業態也將真正迎來可發展的外部環境，具有競爭活力的電力零售市場逐步形成。
由于電力現貨市場是對電力生產運行方式的根本性變革，是對現有利益格局的調整，市場建設不可能一蹴而就，當前各試點地區在推動結算試運行的過程中也面臨著一些亟需解決的關鍵問題。
二、現貨市場建設面臨的關鍵問題及解決思路
電力現貨市場是體系性改革，必須做好政策銜接。從2019年廣東首次結算試運行出現“阻塞盈余”為負，到2020年山東4天結算運行出現不平衡結算資金，這些試運行過程中所反映出的問題說明，除了市場運營技術措施需要不斷完善外，一些配套的政策措施需要與現貨市場建設做好銜接。
（一）優先發用電計劃與現貨市場的銜接
優先發用電計劃作為保障可再生能源等優先發電電源以及居民等非市場化用戶優先用電的政策，是落實國家政策、實現計劃向市場平穩過渡的重要方式。但是，隨著發用電計劃的不斷放開，優先發電和優先用電在調度和結算上的特殊地位，與現貨市場出現了不銜接。因為目前多數試點地區采用的集中式現貨市場以及電網調度生產本質上是全量的優化，調度機構無法在現貨市場出清過程中在物理上區分優先發電、優先用電、市場化發電和市場化用電。當優先發電和優先用電電量出現時段性的不匹配，市場結算過程中就會出現不平衡資金。
在優先發電和優先購電“保量保價”政策沒有調整的條件下，各試點地區普遍通過調整發電機組基數電量（計劃）的方式，實現優先發電和優先購電在物理曲線上的完全匹配，保證市場中不出現無人認領的“不平衡資金”。這種處理方式不僅在一定程度上影響了市場化機組的收益，同時隨著發用電計劃的不斷放開，能夠用于調節優先發電和優先用電，使兩者時刻保證物理平衡的電量不斷減少，會導致不平衡資金的“硬缺口”，是一種不可持續的臨時性處理機制。
下一步，應該逐步改變優先發電和優先用電需要平衡匹配的措施，在進一步放開發用電計劃的條件下，逐步將兩者從物理平衡轉變為財務平衡，將優先發電和優先用電從“保量保價”向“保證收益”過渡，通過差價合約等金融方式保證優先發電和優先用電電價水平，盡量減少優先發電和優先購電對現貨市場的影響，真正發揮現貨市場發現價格的作用。金融結算中出現的資金偏差，可通過向市場主體直接分攤或者通過輸配電價分攤等方式進行疏導。
（二）電價政策與現貨市場的銜接
現貨市場價格體系與原有電價體系存在一定的不銜接。一方面，大工業、一般工商業目錄電價與現貨市場價格不銜接。由于各試點地區用戶參與市場化交易的比例不同，大部分試點地區仍在執行目錄電價。原有的目錄電價中所核定的峰谷時段和電價水平與現貨市場形成的分時價格信號難以協調一致，就可能會導致一部分用戶不愿參與現貨市場。另一方面，輸配電價機制在部分試點地區難以落地實施，一些試點地區采用了“價差傳導”或者“半順價”的方式組織中長期市場價格，在一定程度上造成了中長期市場和現貨市場價格難以協調。
目錄電價和輸配電價的核定是相互影響的，目錄電價關系到電網公司統購統銷的平均售電價格，輸配電價關系到電網壟斷環節的準許成本和收益，電網統購統銷所需平衡的交叉補貼費用需要通過核定的輸配電價向市場化用戶分攤，兩者屬于強耦合、強關聯。下一步，應該逐步將交叉補貼由“暗補”變“明補”，進一步厘清電網壟斷環節收益與統購統銷平衡的財務收支明細，逐步實現輸配電價和電費交叉補貼的分離；同時，根據現貨市場運行情況，建立目錄電價動態調整機制，研究調整周期，盡量保證現貨市場價格和目錄峰谷電價協調一致。
（三）中長期、輔助服務市場與現貨市場的銜接
中長期、輔助服務市場與現貨市場的銜接問題，主要是因為我國的電力市場不同于美國等國家電力市場建設，先建立了中長期和輔助服務市場，后開展了現貨市場建設。因此，市場間需要進一步協調銜接。
對于中長期市場，目前以電量合同為主的中長期市場需要市場運營機構在日前對原有電量合同進行曲線分解，或者由市場中購售電雙方在現貨開市前進行協商分解，使得中長期合同能夠在現貨市場條件下進行結算。這就可能造成曲線分解不能完全體現市場主體意愿，或者由于日前購售電主體對現貨市場價格已經形成了比較準確的判斷，曲線分解變成了“零和游戲”，很難達成一致。此外，中長期市場和現貨市場價格完全脫鉤，中長期市場合同簽訂往往參考的是標桿上網電價，在一定成本上反映的是發電綜合成本，而現貨市場是邊際成本競爭，二者很難協調一致，這也影響了市場主體在中長期市場和現貨市場之間的自由流動，使得中長期市場和現貨市場價格持續走低的問題繼續惡化。
對于輔助服務市場，現貨市場啟動后，原來的調峰輔助服務市場功能原則上可以由現貨市場代替，但是火電機組進行深調改造的成本收益預期將變得不確定，存在影響火電機組深調改造積極性的風險。此外，各試點地區調頻市場與電能量市場普遍分開運行，大部分尚未建設備用市場，存在機組在調頻市場中套利或者調頻激勵不足，備用機組成本無法得到補償等問題。隨著可再生能源裝機規模的不斷擴大，原有輔助服務成本在發電側內部分攤的方式將不可持續。
下一步，一是應落實中長期市場簽訂分時的量價曲線，提高中長期市場交易頻次，豐富交易周期，制定靈活的開市周期，確保市場主體能夠通過中長期市場交易，調整中長期合約持倉水平，切實發揮中長期規避風險的作用。應在完善輔助服務市場、容量補償等容量機制的條件下，逐步推動中長期市場和現貨市場價格并軌。二是推動各試點地區完善調頻市場，建立備用市場，研究調頻、備用和現貨電能量市場的聯合出清，避免輔助服務市場價格（補償）過激勵或欠激勵。同時，盡快推動輔助服務費用向用戶側分攤，保證火電等調節電源的合理收益。
（四）可再生能源參與現貨市場問題
可再生能源參與市場化交易是我國電力市場建設必須面臨的問題。目前，部分試點地區的可再生能源不參與現貨市場，而是作為優先電源，作為現貨市場出清的邊界條件，這就使得可再生能源不需要為曲線偏差在現貨市場中承擔相應的經濟責任，會導致不平衡資金的出現，不利于可再生能源提高自身的功率預測水平。
部分試點地區的可再生能源以“報量不報價”方式參與現貨市場，隨著可再生能源裝機占比的不斷提高，現貨電能量價格必然持續降低，如果可再生能源參與市場后，相關配套保障機制不完善，可能會影響可再生能源投資積極性。
下一步，應該進一步研究可再生能源參與現貨市場的方式，以及可再生能源參與中長期市場的方式，切實發揮中長期合約對于可再生能源企業規避風險的作用。同時，必須完善市場外保障機制，完善可再生能源全壽命周期電量補貼機制，推動綠證交易，保證可再生能源基本收益。
三、總結
我國現貨市場建設取得了積極進展，但是仍然面臨一些問題。隨著結算試運行周期的不斷拉長，上述問題可能會對現貨市場平穩運行產生一定的影響，需要進一步完善市場頂層設計，保證政策間的有機協調。
隨著“30•60”目標的提出，可再生能源將逐步成為我國的主力電源，現貨市場建設將是平衡不同發電類型企業利益、合理引導系統中靈活調節資源發展和輸電通道建設、激勵需求側資源參與系統調節的重要途徑。必須認識到現貨市場不是“萬能解藥”，成熟現貨市場的關鍵作用在于發現電力價格，實現不同類型資源的合理定價，從而為電源、電網投資提供指引，為市場外政策制定提供參考，為支持性政策的精準實施提供保障。
一、建設電力現貨市場的重要意義
電力現貨市場建設試點工作啟動之前，我國已經開始了大用戶直購電、電量中長期市場、調峰和調頻輔助服務市場等市場建設，通過市場競爭降低了用戶購電成本，向社會釋放了改革紅利。但是，上述市場建設本質上是一個單邊降價市場，是發電主體通過讓利實現的市場競爭，電力系統原本的生產運行方式并沒有改變，通過市場建設提高整個系統效率的作用體現得還不夠明顯。電力現貨市場建設是要從根本上改變電力行業的生產運行方式，是對發電生產、調度計劃、營銷計量、電價機制、用戶用電行為、行業和市場監管、電力系統規劃投資方式等方面的系統變革，是構建有效競爭電力市場的核心內容，是關系到電力體制改革能否更進一步的關鍵，是發揮低邊際成本的可再生能源電力競爭優勢和落實“30•60”目標的重要途徑之一。電力現貨市場建設將原有電力體制改革過程中沒有暴露的問題一一擺到了桌面上，標志著我國電力市場化建設、電力體制改革進入了深水區。
各試點地區進入連續結算試運行后，現貨市場建設對電力系統的影響逐步顯現。在發電環節，傳統火電企業通過靈活性改造、對機組用煤精細化管理等方式，提高自身應對市場電價波動的能力。在現貨價格較低時段，盡可能降低自身機組出力，降低低價發電虧損或者賺取更多的中長期合約差價結算收益；在現貨價格較高時段，機組通過燃燒優質煤，盡可能提高爬坡能力，爭發更多的現貨電量。風電等可再生能源企業努力提高功率預測水平，提升參與市場能力。在電力調度和交易環節，電力現貨市場建設使得調度和交易信息更加公開化、透明化，推動電力調度機構在檢修計劃、方式安排等方面更加精細化管理，同時也降低了計劃模式下調度機構對不同發電企業的協調成本。在售電環節，現貨市場建設為售電公司培育了大量的專業化人才，試點地區的售電公司在用戶用能管理、負荷特性分析、電動汽車V2G等方面積極布局，提高代理用戶的負荷管理能力，降低參與市場風險。隨著現貨市場價格逐步向用戶側引導，需求響應、綜合能源服務等新興業態也將真正迎來可發展的外部環境，具有競爭活力的電力零售市場逐步形成。
由于電力現貨市場是對電力生產運行方式的根本性變革，是對現有利益格局的調整，市場建設不可能一蹴而就，當前各試點地區在推動結算試運行的過程中也面臨著一些亟需解決的關鍵問題。
二、現貨市場建設面臨的關鍵問題及解決思路
電力現貨市場是體系性改革，必須做好政策銜接。從2019年廣東首次結算試運行出現“阻塞盈余”為負，到2020年山東4天結算運行出現不平衡結算資金，這些試運行過程中所反映出的問題說明，除了市場運營技術措施需要不斷完善外，一些配套的政策措施需要與現貨市場建設做好銜接。
（一）優先發用電計劃與現貨市場的銜接
優先發用電計劃作為保障可再生能源等優先發電電源以及居民等非市場化用戶優先用電的政策，是落實國家政策、實現計劃向市場平穩過渡的重要方式。但是，隨著發用電計劃的不斷放開，優先發電和優先用電在調度和結算上的特殊地位，與現貨市場出現了不銜接。因為目前多數試點地區采用的集中式現貨市場以及電網調度生產本質上是全量的優化，調度機構無法在現貨市場出清過程中在物理上區分優先發電、優先用電、市場化發電和市場化用電。當優先發電和優先用電電量出現時段性的不匹配，市場結算過程中就會出現不平衡資金。
在優先發電和優先購電“保量保價”政策沒有調整的條件下，各試點地區普遍通過調整發電機組基數電量（計劃）的方式，實現優先發電和優先購電在物理曲線上的完全匹配，保證市場中不出現無人認領的“不平衡資金”。這種處理方式不僅在一定程度上影響了市場化機組的收益，同時隨著發用電計劃的不斷放開，能夠用于調節優先發電和優先用電，使兩者時刻保證物理平衡的電量不斷減少，會導致不平衡資金的“硬缺口”，是一種不可持續的臨時性處理機制。
下一步，應該逐步改變優先發電和優先用電需要平衡匹配的措施，在進一步放開發用電計劃的條件下，逐步將兩者從物理平衡轉變為財務平衡，將優先發電和優先用電從“保量保價”向“保證收益”過渡，通過差價合約等金融方式保證優先發電和優先用電電價水平，盡量減少優先發電和優先購電對現貨市場的影響，真正發揮現貨市場發現價格的作用。金融結算中出現的資金偏差，可通過向市場主體直接分攤或者通過輸配電價分攤等方式進行疏導。
（二）電價政策與現貨市場的銜接
現貨市場價格體系與原有電價體系存在一定的不銜接。一方面，大工業、一般工商業目錄電價與現貨市場價格不銜接。由于各試點地區用戶參與市場化交易的比例不同，大部分試點地區仍在執行目錄電價。原有的目錄電價中所核定的峰谷時段和電價水平與現貨市場形成的分時價格信號難以協調一致，就可能會導致一部分用戶不愿參與現貨市場。另一方面，輸配電價機制在部分試點地區難以落地實施，一些試點地區采用了“價差傳導”或者“半順價”的方式組織中長期市場價格，在一定程度上造成了中長期市場和現貨市場價格難以協調。
目錄電價和輸配電價的核定是相互影響的，目錄電價關系到電網公司統購統銷的平均售電價格，輸配電價關系到電網壟斷環節的準許成本和收益，電網統購統銷所需平衡的交叉補貼費用需要通過核定的輸配電價向市場化用戶分攤，兩者屬于強耦合、強關聯。下一步，應該逐步將交叉補貼由“暗補”變“明補”，進一步厘清電網壟斷環節收益與統購統銷平衡的財務收支明細，逐步實現輸配電價和電費交叉補貼的分離；同時，根據現貨市場運行情況，建立目錄電價動態調整機制，研究調整周期，盡量保證現貨市場價格和目錄峰谷電價協調一致。
（三）中長期、輔助服務市場與現貨市場的銜接
中長期、輔助服務市場與現貨市場的銜接問題，主要是因為我國的電力市場不同于美國等國家電力市場建設，先建立了中長期和輔助服務市場，后開展了現貨市場建設。因此，市場間需要進一步協調銜接。
對于中長期市場，目前以電量合同為主的中長期市場需要市場運營機構在日前對原有電量合同進行曲線分解，或者由市場中購售電雙方在現貨開市前進行協商分解，使得中長期合同能夠在現貨市場條件下進行結算。這就可能造成曲線分解不能完全體現市場主體意愿，或者由于日前購售電主體對現貨市場價格已經形成了比較準確的判斷，曲線分解變成了“零和游戲”，很難達成一致。此外，中長期市場和現貨市場價格完全脫鉤，中長期市場合同簽訂往往參考的是標桿上網電價，在一定成本上反映的是發電綜合成本，而現貨市場是邊際成本競爭，二者很難協調一致，這也影響了市場主體在中長期市場和現貨市場之間的自由流動，使得中長期市場和現貨市場價格持續走低的問題繼續惡化。
對于輔助服務市場，現貨市場啟動后，原來的調峰輔助服務市場功能原則上可以由現貨市場代替，但是火電機組進行深調改造的成本收益預期將變得不確定，存在影響火電機組深調改造積極性的風險。此外，各試點地區調頻市場與電能量市場普遍分開運行，大部分尚未建設備用市場，存在機組在調頻市場中套利或者調頻激勵不足，備用機組成本無法得到補償等問題。隨著可再生能源裝機規模的不斷擴大，原有輔助服務成本在發電側內部分攤的方式將不可持續。
下一步，一是應落實中長期市場簽訂分時的量價曲線，提高中長期市場交易頻次，豐富交易周期，制定靈活的開市周期，確保市場主體能夠通過中長期市場交易，調整中長期合約持倉水平，切實發揮中長期規避風險的作用。應在完善輔助服務市場、容量補償等容量機制的條件下，逐步推動中長期市場和現貨市場價格并軌。二是推動各試點地區完善調頻市場，建立備用市場，研究調頻、備用和現貨電能量市場的聯合出清，避免輔助服務市場價格（補償）過激勵或欠激勵。同時，盡快推動輔助服務費用向用戶側分攤，保證火電等調節電源的合理收益。
（四）可再生能源參與現貨市場問題
可再生能源參與市場化交易是我國電力市場建設必須面臨的問題。目前，部分試點地區的可再生能源不參與現貨市場，而是作為優先電源，作為現貨市場出清的邊界條件，這就使得可再生能源不需要為曲線偏差在現貨市場中承擔相應的經濟責任，會導致不平衡資金的出現，不利于可再生能源提高自身的功率預測水平。
部分試點地區的可再生能源以“報量不報價”方式參與現貨市場，隨著可再生能源裝機占比的不斷提高，現貨電能量價格必然持續降低，如果可再生能源參與市場后，相關配套保障機制不完善，可能會影響可再生能源投資積極性。
下一步，應該進一步研究可再生能源參與現貨市場的方式，以及可再生能源參與中長期市場的方式，切實發揮中長期合約對于可再生能源企業規避風險的作用。同時，必須完善市場外保障機制，完善可再生能源全壽命周期電量補貼機制，推動綠證交易，保證可再生能源基本收益。
三、總結
我國現貨市場建設取得了積極進展，但是仍然面臨一些問題。隨著結算試運行周期的不斷拉長，上述問題可能會對現貨市場平穩運行產生一定的影響，需要進一步完善市場頂層設計，保證政策間的有機協調。
隨著“30•60”目標的提出，可再生能源將逐步成為我國的主力電源，現貨市場建設將是平衡不同發電類型企業利益、合理引導系統中靈活調節資源發展和輸電通道建設、激勵需求側資源參與系統調節的重要途徑。必須認識到現貨市場不是“萬能解藥”，成熟現貨市場的關鍵作用在于發現電力價格，實現不同類型資源的合理定價，從而為電源、電網投資提供指引，為市場外政策制定提供參考，為支持性政策的精準實施提供保障。
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