6月26日，隨著內蒙古（蒙西）電力現貨市場啟動模擬試運行，全國首批確定的8個電力現貨市場建設試點全部進入試運行或模擬試運行階段，我國電力市場建設迎來一個重要的節點。

截至目前，8個試點當中已有廣東、山東、四川、山西、蒙西等對外發布了較為詳細的現貨市場建設實施方案或者運營規則及細則。

根據上述實施方案或者運營規則我們可以發現，在市場模式、市場架構、交易品種、交易組織、價格機制等方面，各試點地區既保持了大致的統一，也體現出具體的不同。比如，在市場模式上，有些試點選擇了集中式，而有些試點則選擇了分散式；在跨省區交易方面，有的試點推出了省間市場，有的則尚未建立省間市場；有的試點在初期尚未開展現貨輔助服務市場；在現貨價格形成方面，有的試點采用分時節點電價機制，有的試點則于初期采用系統分時邊際電價，等等。下面，就讓我們對各試點地區的電力現貨市場建設情況進行逐一梳理，以發現其中的異同。

體系架構：集中與分散、省內和省間選擇各有不同

在構建電能量市場時，各試點均秉持“中長期交易規避風險、現貨交易發現價格”的思路，將電能量市場劃分為“中長期電能量市場”和“現貨電能量市場”。在處理兩個市場的關系時，各試點也均堅持“中長期交易為主、現貨交易為輔”的原則。

在電力市場模式選擇上，各試點則出現了一定的分化，比如，廣東、山東、山西試點主要采用“集中式”電力市場模式，省內中長期交易采用差價合約形式，不需要物理執行，僅作為結算依據。而蒙西、四川則采用了“分散式”電力市場模式，中長期交易合約需要物理執行，市場偏差需要通過現貨交易予以平衡。

在省內現貨電能量市場（本文提及的市場，除明確標明之外，均指省內現貨電能量市場）建設方面，廣東、山東、蒙西、四川、山西均采用日前市場和實時市場。其中，蒙西在日前和實時市場之間增加了一個日內市場，以日內的后4個小時為周期開展交易。

在省間現貨電能量市場建設方面，四川和山西試點已經建立了省間現貨市場交易。其中，四川作為水電大省，供需形勢復雜，豐水期供大于求，被迫棄水，枯水期受電煤制約整體供應偏緊，因此該省迫切需要大范圍跨省調劑電能，尤其需要開展現貨交易。而山西試點則是按照“統一市場、兩級運作”的整體框架，建立省間和省內電力市場，并且在省間電力市場開展現貨交易。

據了解，廣東、山東、蒙西3個試點地區尚未開展省間現貨電能量交易。廣東省外以“點對網”方式向該省送電的燃煤發電企業視同廣東省內電廠（機組）參與廣東現貨電能量市場交易，向廣東跨省區送電電量作為廣東現貨電能量市場交易的邊界條件。山東省電力現貨市場建設目標和實施步驟顯示，該省有關部門正在配合完成省間現貨市場體系建設，研究建立省間與省內交易的銜接機制。蒙西試點的跨省交易也僅適用于中長期電能量市場。

在電能量市場之外，各試點除蒙西之外均于市場初期開展了現貨輔助服務市場。現階段，廣東試點開展的是調頻輔助服務交易，與電能量市場分開獨立運行，以日前和實時為周期、采用集中競爭方式開展現貨交易；山東試點現階段繼續完善調頻輔助服務市場，采用集中競價方式，與現貨電能量市場協調出清；四川省內輔助服務市場交易品種包括火電短期備用輔助服務和AGC調頻輔助服務市場，與電能量市場分別優化，獨立出清（值得注意的是，四川省內輔助服務市場采用PAB（按報價結算）方式出清）；山西試點輔助服務交易包括省內調頻交易、省內風火深度調峰交易（在現貨市場建設初期予以保留，以鼓勵火電企業進行靈活性改造），允許火電企業參與日前、日內華北跨省調峰交易。

組織申報：以發電側報量報價、用電側報量不報價”模式起步

早在2018年8月31日就已啟動試運行的廣東試點，以“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的模式起步，組織日前電能量交易，之后再向“雙向報量報價”的模式過渡。廣東省日前現貨市場采用全電量申報和集中優化出清方式，得到運行日的機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時節點電價。實時電能量市場同樣采取全電量集中優化出清的方式開展，發電側采用日前電能量市場封存的申報信息，用戶側無需申報。

繼廣東之后，多家試點在市場初期也基本沿用“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的思路。

山東試點的日前電能量市場也是全電量申報、集中優化出清，形成運行日發電計劃和分時節點電價。日內實時平衡機制采用基于日前封存的發電側單邊報價、全電量集中優化出清的方式。

蒙西現貨電能量交易主要采用“集中申報、統一出清”的方式開展，通過優化計算得到機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時電價，日前交易按日組織，采用“分段報價、集中出清”的方式。

四川試點日前市場和實時市場均采用“集中競爭、統一出清”的方式。值得注意的是，四川日前市場出清的邊界條件充分考慮到棄水期和非棄水期兩種情況，棄水期將水電優先電量納入邊界條件，非棄水期將火電優先電量納入邊界條件。

山西試點省內日前市場采取全電力優化、全時空配置、集中優化出清的方式組織開展，以次日全部省內用電需求預測和中長期外送交易結果作為競價優化空間。省內現貨市場預出清，以平衡后的富余發電能力為交易空間，參與日前省間現貨交易。在日前發電終計劃的基礎上，通過省內實時市場調節省內發用電偏差。

價格形成：節點電價或分區電價成為現貨市場主流定價機制

通過幾份電力現貨市場建設試點實施方案或運營規則可以發現，試點地區基本都采取了分時節點電價（分區電價）的定價機制。

廣東現貨市場采用節點電價機制定價。《廣東電力市場基本運營規則》顯示，日前市場和實時市場形成分時節點電價作為現貨市場電能價格。節點電價由系統電能價格與阻塞價格兩部分構成，系統電能價格反映全市場的電力供需情況，阻塞價格反映節點所在位置的電網阻塞情況。發電企業（機組）以機組所在節點的節點電價作為現貨電能量市場價格。售電公司、批發用戶以全市場節點的加權平均綜合電價作為現貨電能量市場價格。

山東現貨市場以分時節點電價作為市場價格。發電企業通過市場競價形成電能量市場價格，以其對應上網節點的節點電價作為現貨電能量市場價格；用戶側市場價格為“發電側加權平均電價”。

蒙西現貨市場通過集中競價的方式形成分時區域電價（或分時節點電價）作為市場電能量價格，市場運行初期以全網統一分時電價作為過渡。

市場初期，四川省內日前市場和實時市場均采用系統邊際電價（同時發布分區節點電價，但是在市場初期并不采用）方式定價。

山西現貨市場采用分時電價機制，但要求出清模型具備節點電價計算能力，并明確將依據試運行期間電網阻塞情況適時采用分區或節點電價機制。

另外，為綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素，以避免市場價格大幅波動，并降低市場風險，上述幾個試點地區均采取了限價制度，對市場申報價格和出清價格設置了上下限。

下面列舉了各試點區域在現貨市場初期的運營情況：

廣東

電力市場體系架構：

廣東電力市場交易分為批發交易和零售交易。廣東電力批發市場采用“電能量市場+輔助服務市場”的架構。其中，電能量市場包含基于差價合約的日以上周期的中長期電能量市場和全電量競價的現貨電能量市場；輔助服務市場包括集中競價的調頻輔助服務市場，以及備用、有償無功調節、自動電壓控制、黑啟動等輔助服務補償機制。

中長期電能量市場基于差價合約開展交易，差價合約具有財務結算意義，不需物理執行。現貨電能量市場包括日前市場和實時市場。采用全電量申報、集中優化出清的方式，得到機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時現貨電能量市場價格。

現階段，廣東尚未開展省間現貨交易。省外以“點對網”方式向廣東省送電的燃煤發電企業視同廣東省內電廠（機組）參與廣東現貨電能量市場交易。以政府間框架協議、國家分電計劃等形式向廣東跨省區送電電量，作為廣東現貨電能量市場交易的邊界條件。視市場發展情況，逐步將框架協議外的增送電量納入現貨市場交易。

現階段，廣東電力輔助服務市場僅開展調頻輔助服務現貨交易，以日和實時為周期開展，與電能量市場分開獨立運行。

現貨市場交易組織：

現階段，廣東采取“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的方式組織日前電能量市場申報，采用全電量申報、集中優化出清的方式開展。實時電能量市場采用全電量集中優化出清方式開展，發電側采用日前電能量市場封存的申報信息進行出清，用戶側無需申報。

現貨市場價格機制：

廣東電力現貨電能量市場采用節點電價機制定價。日前市場和實時市場通過集中優化競爭的方式，形成分時節點電價作為市場電能量價格。

綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素，設置市場申報價格上下限以及市場結算價格上下限。

山東

電力市場體系架構：

按交易規模劃分，山東電力市場包括批發市場和零售市場。

電力批發市場采用“電能量市場+輔助服務市場”的架構。電能量市場包含日以上周期的中長期電能量市場和采用全電量競價的現貨電能量市場（包括日前電能量市場和日內實時平衡機制）；輔助服務市場包括集中競價的調頻輔助服務市場。

電力零售市場由售電公司與電力用戶通過市場化交易形成零售合同。簽訂零售合約的電力用戶由售電公司代理參與電力現貨電能量市場和中長期電能量市場。

現貨市場交易組織：

山東省日前電能量市場采用全電量申報、集中優化出清的方式開展。在發電側單邊報價模式下，參與交易的發電企業申報量價曲線，電力用戶、售電公司申報用電需求曲線，不申報價格。通過集中優化計算，出清形成運行日發電計劃和分時節點電價。

日內實時平衡機制采用基于日前封存的發電側單邊報價、全電量集中優化出清的方式，形成實時發電計劃和實時節點電價。必要時，采用安全約束機組組合（SCUC）方法進行集中優化計算出清。

現貨市場價格機制：

山東試點現貨電能量市場采用絕對價格開展交易。現貨電能量市場形成分時節點電價作為市場價格。在現貨電能量市場中，發電企業通過市場競價形成電能量市場價格，以其對應上網節點的節點電價作為現貨電能量市場價格；售電公司、批發用戶的市場價格采用“發電側加權平均電價”模式。

調頻輔助服務市場價格通過集中競價、邊際出清方式形成，與電能量市場協調出清。

綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素，設置市場申報價格上下限以及市場出清價格上下限。

蒙西

電力市場體系架構：

蒙西電力市場以中長期交易為主、現貨交易為補充。中長期交易包括電力直接交易、跨省跨區交易及合同電量轉讓交易等；現貨交易包括日前電能量交易、日內電能量交易、實時電能量交易。

市場初期，蒙西區域暫不開展輔助服務市場交易。

現貨市場交易組織：

蒙西現貨電能量市場主要采用集中申報、統一出清的方式開展交易，通過優化計算得到機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時電價。

日前市場，按日組織，采用“分段報價、集中出清”方式，確定次日各市場主體運行方式及計劃運行曲線。

日內市場，在日前交易出清結果的基礎上，優化各市場主體計劃運行曲線，實現日內發用電計劃滾動調整。

實時市場，以日內交易出清的計劃曲線為基礎，以未來15分鐘系統調節總成本最小化為目標，進行優化出清。

現貨市場價格機制：

蒙西現貨交易實行單一電量電價。通過集中競價形成的分時區域電價（或分時節點電價）作為市場電能量價格。市場運行初期以全網統一分時電價作為過渡。日前市場交易初期以分時邊際價格作為全網出清電價。條件成熟后，采用分時區域電價（或分時節點電價）作為日前交易出清電價。市場運行初期對部分交易品種實施限價管理。

四川

電力市場體系架構：

四川電力市場包括省間市場和省內市場。省間市場包括省間中長期市場和省間現貨市場（包括日前市場和實時市場）。省內市場包括省內中長期電能量市場（電量以“差價合約”形式參與現貨市場運營）、省內現貨電能量市場、省內輔助服務市場。省內輔助服務市場交易品種包括火電短期備用輔助服務和AGC調頻輔助服務市場。

現貨市場交易組織：

參與四川省內現貨市場競價的發電企業在省內日前市場報量報價，在省內實時市場沿用日前市場申報價格。參與省內現貨市場的電力用戶、售電企業在省內日前市場中報量不報價。在省內日前市場，以全網購電成本最小化為目標進行出清。在省內時實時市場，以全網購電成本最小化為目標，以“集中優化、統一出清”方式，在日前的機組組合基礎上對未來每一小時進行優化出清。

省內實時市場出清后，富余水電電量再參與省間日內市場出清。

省內輔助服務市場與電能量市場分別優化，采用PAB（按報價結算）方式出清。

現貨市場價格機制：

四川省內日前市場采用系統邊際電價定價。以15分鐘為時間間隔，出清運行日96點的系統邊際電價，同時發布分區邊際電價；省內實時市場每小時出清未來一小時以15分鐘為時間間隔的系統邊際電價，同時發布分區邊際電價。

市場初期，設置市場報價限制。

山西

電力市場體系架構：

山西電力市場按照“統一市場、兩級運作”的整體框架，以“集中式市場”為基本模式，以中長期交易為主、現貨交易為補充。山西省電力市場包括中長期交易、現貨交易與輔助服務交易。

現貨交易包括日前、實時交易兩種省內類型，以及日前、日內兩種省間類型。輔助服務交易包括省內調頻交易、省內風火深度調峰交易，并允許省內火電企業參與日前、日內華北跨省調峰交易。

現貨市場交易組織：

在山西省內日前市場，發電側報量報價，購電側報量不報價，采取全電力優化、全時空配置的組織方式，形成日前開機組合、機組發電計劃曲線和分時邊際電價。在省內日前市場預出清的基礎上，參與省間日前交易。

在省內實時市場，以發電側報量報價、購電側報量不報價的方式，進行市場滾動出清計算，形成各機組下一個15分鐘的發電計劃與分時電價。

省內現貨市場預出清，確定省內機組開機方式和發電預計劃，以平衡后的富余發電能力為交易空間，參與日前省間交易。日前省間與省內現貨市場采取“分別報價、分別出清”的方式進行組織。

在風火深度調峰市場，采用火電企業調峰單向報價機制，分三檔報價，按由低到高順序依次調用。風火深度調峰市場與現貨市場聯合優化、一體出清。

省內調頻市場在機組組合確定后單獨開展，采取集中競價方式確定次日系統所需的調頻機組序列。市場初期，發電機組不能同時參與調頻市場和風火深度調峰市場。

當預計次日電網調峰能力不足、新能源消納困難時，省內火電企業參與日前跨省調峰市場；當預計次日山西電網調峰能力滿足新能源消納需求時，省內火電企業可自主選擇參與華北跨省調峰市場。

現貨市場價格機制：

山西試點現貨市場采用分時電價機制，要求出清模型具備節點電價計算能力，并明確將依據試運行期間電網阻塞情況適時采用分區或節點電價機制。

為保障現貨市場的平穩運行，避免市場價格大幅波動，綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素，設置市場申報價格上下限。