近日，记者综合各方消息了解到，自从2017年8月国家发改委、国家能源局选取广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批电力现货市场试点以来，取得了突破性进展。目前，各试点正进一步扩大结算运行周期和规模，其中，甘肃、山西、福建电力现货市场均计划开展试运行至年底。

　　业内专家普遍认为，由于我国特殊的国情，优发优购电量在未来一段时间内将持续存在。鉴于国内现货市场试运行时间比较短，难免出现问题，需要对电力现货试点不断总结分析。

　　山西、甘肃新能源

　　参与电力现货市场

　　今年以来，为加快推进电力现货市场结算试运行工作，国网系统6家电力现货试点单位（浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）全方位开展了大量工作，各试点单位均至少开展两次连续结算试运行。同时，各试点根据电源结构、用电结构、市场成熟度差异等因素，多采用“中长期差价合约+全电量集中竞价”模式。除四川丰水期外，各试点地区统调火电机组均参与现货市场。

　　期间，各电力现货市场试点根据各自新能源运行现状和政策要求，采取了不同的处理机制，其中，山东、浙江、四川、福建4省新能源不参与市场，将其日前预测曲线全额作为市场边界，按照实际发电结算；山西、甘肃新能源参与电力现货市场，对次日新能源预测曲线按照“以用定发”的原则进行调整、金融结算。

　　“从成交量看，甘肃、山西、浙江、山东试运行中日均中长期电量覆盖率在9成左右，有效避免了现货价格波动带来的风险。”一位不愿具名业内人士表示，从成交价看，山西、山东、浙江供需平衡宽松，试运行价格低于中长期价格；甘肃新能源大发且调低了出清限价，试运行价格有所下降；福建和枯水期的四川电力现货交易机制为小规模单边发电权交易，价格受供需关系影响小，接近中长期均价或标杆电价。

　　在业内专家看来，电力现货与深度调峰市场融合效果较好，其中，山西省内北部机组成本低、容量大，电量考核任务重，降低运行下限，避免停机；中部机组中长期合同电量充足，通过降出力实现盈利；南部机组成本较高，中长期合同电量少，因承担供热任务必须运行，通过降出力减少亏损。“11月山西电力现货市场试运行的半个月中，火电机组在原有深度调峰能力的基础上，进一步释放了向下调节能力150万-200万千瓦，扩展了新能源消纳空间。”上述人士介绍。

　　优化发用电曲线管理

　　有助于控制不平衡资金

　　电力现货试运行中，不容忽视的是，由于我国国情特殊，优发优购电量在未来一段时间内将持续存在。优发优购电量不匹配产生的不平衡资金主要有两种情况，一是非市场化发、用的总电量的匹配规模不对应，即保障性优先发电量与非市场化用电量需求不匹配，或发用两侧市场化交易电量不匹配等情况，导致结算产生偏差费用。二是非市场化发、用电的总电量规模一致，但每个分时结算周期内非市场化发、用电量无法完全匹配，在现货市场分时电价机制下，结算产生偏差费用。

　　对此，上述人士表示，每天优发优购的曲线匹配难度比较大，不过，通过精细化发用电曲线管理，可以控制不平衡资金。他举例道：“如山西尽可能将优购曲线预测准确，然后将优发电量与之匹配，以减少不平衡资金。精细化进行曲线管理后，大幅减少了双轨制费用。从山西电力现货试运行来看，日均双轨制不平衡资金由5月份的1000多万元降到目前的约75万元。”

　　在另一位不愿具名的电改研究人员看来，由于在当前计划与市场并行方式下，优先发电与优先购电放开比例不对等，市场化发电量对应优先购电量的部分仍按目录电价结算，因此会产生一定的双轨制不平衡费用。“建议各地在市场建设方案中规范不平衡资金分类，各项结算科目独立记录，分类明确疏导。此外，还可将不平衡资金纳入电价调整机制。”上述电改研究人员表示。

　　此外，我国部分电力现货试点尚未建立针对机组启停、空载费用的成本补偿机制，建议参考美国PJM电力市场的处理机制，在出清模型中引入机组启停和空载费用，并由电力用户按照日前和实时市场中的负荷比例进行分摊。

　　需考虑过渡时期

　　机组容量成本回收机制

　　截至目前，试点电力现货市场运行情况总体良好，交易组织流程流畅，技术支持系统运行正常，出清结果基本符合预期，验证了现货市场规则和技术支持系统的有效性。但同时，试点电力现货市场试运行中不同程度暴露了一些规则设计方面的问题，如中长期交易与现货市场衔接有待完善，市场力监测与防范机制尚不健全，合理的容量补偿机制还需探索。因此，业内专家认为，在下一步电力市场建设中，需重点考虑过渡时期机组容量成本回收机制。

　　虽然国家能源局印发的《2020年能源工作指导意见》明确提出，今年深入推进电力现货市场连续结算试运行，具备条件的地区正式运行，但业内人士普遍表示，电力现货市场正式运行仍需一定条件。首先，要从法律上给予明确，政府部门要正式出台运行规则；其次，试运行过程中出现的问题基本得到较好的解决；再次，市场主体通过试运行对市场规则有较熟悉的掌握。