自2018年8月底廣東電力現(xiàn)貨市場啟動試運行開始，到2019年6月底蒙西電力現(xiàn)貨市場啟動模擬試運行為止，首批8個現(xiàn)貨試點省區(qū)均開展了試運行結算。從市場規(guī)則設計和市場運行情況看，電力市場建設盡管取得一定成效，但還存在諸多問題和亟待完善頂層設計的地方。對發(fā)電企業(yè)而言，應對現(xiàn)貨市場還需加強內功修煉，深入開展研究工作，加大軟硬件投入以更好地適應電力市場競爭需要。

一、現(xiàn)貨市場建設情況

（一）8個試點省區(qū)現(xiàn)貨規(guī)則主要特點

1、市場模式

從市場模式看，既有采取分散式的省區(qū)也有采取集中式的省區(qū)：

分散式：8個試點省區(qū)中采取分散式市場的有福建、蒙西，中長期交易合約電量均分解到日曲線進行物理執(zhí)行。其中，福建采取固定典型曲線分解，蒙西采用負荷側典型曲線分解。

集中式：廣東、山東、浙江、甘肅、山西、四川6省區(qū)現(xiàn)貨市場模式采取集中式，中長期交易合約轉為金融性質，僅作為結算依據(jù)。其中，政府授權合約等優(yōu)先發(fā)電電量在山西、四川、甘肅3省物理執(zhí)行，其余省區(qū)采用差價合約結算。

2、現(xiàn)貨電能量市場

（1）市場空間：8個試點省區(qū)對省內現(xiàn)貨市場空間進行了規(guī)定：①中長期市場，省間交易優(yōu)先組織、優(yōu)先出清，結果作為省內市場的邊界條件；②現(xiàn)貨交易中，山西、四川、甘肅規(guī)定省內日前現(xiàn)貨市場預出清，確定省內開機方式和發(fā)電預計劃，在此基礎參與省間交易，省間交易優(yōu)先安排并結算。

（2）申報方式：發(fā)電側均按出力區(qū)間非遞減報價；用電側福建、甘肅、蒙西不參與報量報價，其他省區(qū)僅報量均不報價。

（3）價格出清機制：8個省區(qū)均采取“集中競價、統(tǒng)一出清”方式，但出清模型各不相同。發(fā)電側電價出清機制在福建、蒙西、四川3省市場采取系統(tǒng)邊際電價出清，廣東、浙江、山東、山西4省市場采取發(fā)電側節(jié)點邊際電價。用戶側電價出清機制在山西、山東、浙江、廣東4省市場采取用戶側節(jié)點加權平均電價，福建、蒙西2省用戶不參與市場報價，四川市場用戶接受日前出清電價，甘肅市場用戶按分區(qū)邊際電價最高價進行結算。

（4）出清周期與限價：浙江市場日前采取30分鐘為一個出清時段，實時市場5分鐘為一個出清時段；其他省區(qū)日前和實時市場均以15分鐘為一個出清時段，其中，蒙西設置了4小時一個交易時段，15分鐘一個出清時段的日內市場。

8個省區(qū)均對現(xiàn)貨市場申報價格或出清價格進行限價。

（5）關于新能源、水電、核電等電源類型參與方式

8個省區(qū)根據(jù)裝機結構分別對新能源、水電、核電、儲能機組和供熱機組的市場參與方式提出了規(guī)定。

8個省區(qū)各類機組參與市場情況。

（注：Ο表示參與，×表示不參與，-表示無此類電源）

山西：供熱機組、必開機組最小出力以下部分不參與市場，水電、抽蓄、燃氣、煤層氣和自備機組不參與市場，新能源優(yōu)先出清，只申報96點發(fā)電預測曲線不申報電價；

山東：供熱機組、單一電價儲能機組和自備機組有條件參與市場，核電參與市場；

浙江：統(tǒng)調水電可參與市場，新能源不參與市場；

福建：核電、水電、風光電、抽蓄、燃氣和自備機組不參與市場；

四川：棄水期，僅水電參與現(xiàn)貨電能量市場，非棄水期，僅火電參與現(xiàn)貨電能量市場；

甘肅：水電、新能源特許權及扶貧機組不參與競價，作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場，不報價格優(yōu)先出清；

廣東：A類機組不參與現(xiàn)貨市場（風、光、水、核、地調）；

蒙西：水電、抽蓄、自備電廠不參與現(xiàn)貨市場。

3、輔助服務市場

8個試點省區(qū)除了蒙西外均開展了輔助服務市場，市場主要交易品種有調頻、深度調峰、備用。山東、福建、甘肅區(qū)域調峰市場優(yōu)先出清，作為省內市場邊界。

調頻：除蒙西外，各省調頻市場均采用“集中競價、統(tǒng)一出清”方式。山西、山東在運行日機組組合確定后單獨開展調頻市場，且規(guī)定參與調頻市場的機組不能參與能量市場（含深度調峰）；

浙江采取省內調頻、短期備用與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清方式；四川、甘肅與電能量市場分別優(yōu)化、獨立出清；廣東與電能量市場分開出清，調頻市場出清后修改機組出力范圍，參與電能量市場。福建調頻市場單獨開展，實時平衡市場系統(tǒng)平衡由調頻機組負責，調頻機組不參與實時平衡市場交易。

深度調峰：山西、甘肅和福建設置了深度調峰市場，采用“集中競價、統(tǒng)一出清”方式，山西風火深度調峰與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清，需啟動深調市場時，依據(jù)日前市場出清結果安排火電依次深調，新能源等比例增發(fā)；甘肅則分別優(yōu)化、獨立出清，火電機組50%出力以下部分參與深調市場競價，減少出力按照現(xiàn)貨價格與增出力新能源發(fā)電權交易。福建為“集中競價、獨立出清”方式，深度調峰僅火電機組參與，按照60%出力以下按報價與下調容量乘積給予補償，啟停調峰有火電、單機5萬千瓦及以上水電機組參與，滿足啟停次數(shù)要求后根據(jù)日前啟停調峰報價按臺次補償。

備用：浙江、四川設置了備用市場。浙江短期備用市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清，交易品種有10分鐘備用和30分鐘備用；四川特指燃煤火電短期備用市場，與電能量市場分別優(yōu)化、獨立出清，根據(jù)日前報價競爭結果，按PAB方式結算。

4、交易結算

8個試點省區(qū)主要交易結算方式根據(jù)交易類型確定，基數(shù)電量（優(yōu)先電量）均根據(jù)政府批復的上網(wǎng)電價結算；

山西、山東、四川、甘肅、廣東、蒙西：①中長期交易按照合同約定價格結算；②日前市場出清曲線與中長期交易曲線之間的偏差，按照日前市場出清結算；③實際執(zhí)行曲線與日前交易曲線之間的偏差，按照實時市場價格結算。

福建的交易結算具有一定特殊性：①中長期交易按照合同協(xié)商價格結算，同時，進入現(xiàn)貨市場的基數(shù)日分解電量與實際交易電量之間的差量根據(jù)批復上網(wǎng)電價和現(xiàn)貨市場交易價格的差價進行結算。②實時平衡機制結算，機組調節(jié)服務根據(jù)實際上調（下調）電量與上調（下調）邊際價格結算，還需要減去考核費用和分攤費用。

（二）各省區(qū)現(xiàn)貨市場首次試運行情況

1、廣東：廣東電力現(xiàn)貨市場運行按照模擬運行、結算試運行、正式運行三個階段推進。2018年8月31日啟動南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場模擬運行；2019年5月和6月，開展了兩次電力現(xiàn)貨結算試運行。平均出清價格約0.3元/千瓦時，比煤機標桿上網(wǎng)電價低0.15元/千瓦時。

試結算情況：10月18-19日開展現(xiàn)貨環(huán)境下中長期市場交易和21-27日開展為期一周的現(xiàn)貨結算試運行，發(fā)電側最高申報價格0.8元/千瓦時、最低申報價格0元/千瓦時、平均申報價格0.428元/千瓦時。但由于結算試運行期間電力供需寬松，大部分電量已由中長期合同鎖定等原因，出清價格普遍偏低。日前、實時最高出清價格分別為0.895元/千瓦時、0.92元/千瓦時（低于出清價格上限1元/千瓦時）、最低出清價格均為0.07元/千瓦時、平均出清價格分別為0.256元/千瓦時、0.247元/千瓦時，明顯低于煤機標桿上網(wǎng)電價0.453元/千瓦時（含脫硫、脫硝價格）。

2、山西：在8月份開展了調電不結算試運行；9月1日開展了日結算試運行；9月18-24日，開展連續(xù)7天現(xiàn)貨市場結算試運行。

結算試運行情況：發(fā)電側火電企業(yè)日均報價271.08-290.60元/兆瓦時；日前市場出清價格范圍0-300元/兆瓦時，平均價格165.34元/兆瓦時；實時市場出清價格范圍0-330元/兆瓦時，平均價格169.12元/兆瓦時，日均價在153.35-189.02元/兆瓦時。

3、甘肅：2018年12月27日啟動試運行，2019年6月14日進行了日前現(xiàn)貨市場出清結果試調度，7月17日開始實時市場試調度，9月20-26日開展結算試運行調度。

結算試運行情況：所有市場主體均參與市場申報?；痣妶髢r集中在210-360元/兆瓦時，光伏報價集中在50-140元/兆瓦時，風電報價集中在50-200元/兆瓦時，日均報價110-124元/兆瓦時。日前市場出清價格范圍50-316元/兆瓦時，實時市場出清價格范圍50-360元/兆瓦時，7日均價在96-217元/兆瓦時范圍內波動。

4、浙江：2019年9月18-19日順利開展調電試運行，9月20-26日圓滿完成首次連續(xù)7天結算試運行。

試結算運行情況：7天試結算期間煤機日均報價287-331元/兆瓦時之間，燃機日均報價在679-716元/兆瓦時之間。出清價格與浙江省火電邊際發(fā)電成本接近，日前市場日平均價格在252.93-286.55元/兆瓦時之間，實時市場日平均價格在243.5-280.54元/兆瓦時之間。日前與實時市場出清價格偏差較小。

輔助服務市場情況：調頻輔助服務市場容量需求100萬千瓦，調頻日最高價格為1648.28元/兆瓦。

5、四川：2019年9月26-30日開展連續(xù)5天調電試運行，其中2天開展連續(xù)結算試運行。

受豐水期供需形勢影響，日均低谷供需比4.31、日均高峰供需比2.29，現(xiàn)貨市場結算試運行發(fā)電側均價偏低，水電出清價格基本為“地板價”（最低值為0元/兆瓦時，最高值為40元/兆瓦時）。

6、福建：2019年9月21-27日開展了連續(xù)結算試運行。

試結算情況：市場平均出清價格373.13元/兆瓦時（較火電標桿電價約低20元/兆瓦時），最高出清價格平均為397.86元/兆瓦時，最低出清價格平均為328.29元/兆瓦時。

7、山東：2019年9月20-26日，山東電力現(xiàn)貨市場組織開展了連續(xù)結算試運行。

試結算情況：發(fā)電側日均報價299.50-339.92元/兆瓦時；日前市場出清價格在67.5-462.3元/兆瓦時之間，日均價格在279.38-391.02元/兆瓦時之間；實時市場出清價格在0-504.6元/兆瓦時之間，日均價格在237.55-400.75元/兆瓦時之間。

總平均結算電價389.05元/兆瓦時，相對標桿電價394.9元/兆瓦時下降5.85元/兆瓦時，較現(xiàn)有中長期電力交易結算價格高1.34元/兆瓦時。

8、蒙西：2019年6月28日啟動模擬試運行，9月21-27日開展連續(xù)7天結算試運行。火電賣出報價主要集中在130-300元/兆瓦時，買入報價主要集中在0-175元/兆瓦時。

試結算運行情況：日前市場出清價格最高999元/兆瓦時，最低147.5元/兆瓦時，平均價格為160.71-297.72元/兆瓦時。實時市場最高出清價格1000元/兆瓦時，最低出清價格為0-260.25元/兆瓦時，平均出清價格為238.90-526.35元/兆瓦時。

發(fā)電側中長期合約平均價格235.7元/兆瓦時，試運行期間蒙西供需形勢較為緊張，現(xiàn)貨交易結算平均價格327.3元/兆瓦時，較中長期合約價提高91.6元/兆瓦時。21-27日現(xiàn)貨交易最高結算電價421.0元/兆瓦時，最低結算電價151.8元/兆瓦時。其中，日前交易最高結算電價283.8元/兆瓦時，最低結算電價150.0元/兆瓦時，平均結算電價214.3元/兆瓦時；日內及時實交易最高結算電價1000.0元/兆瓦時，最低結算電價55.7元/兆瓦時，平均電價318.2元/兆瓦時。

二、現(xiàn)貨市場運行存在的問題

（一）現(xiàn)貨市場規(guī)則設計過于復雜。從規(guī)則本身看，省級特色太過明顯，國家對現(xiàn)貨市場規(guī)則缺乏統(tǒng)一頂層設計，各省區(qū)規(guī)則設計過于復雜，在雙軌制運行中差異較大。

（二）現(xiàn)貨市場短期試運行無法體現(xiàn)現(xiàn)貨市場真實價值，市場還有待完善。由于市場供需總體寬松，大部分發(fā)電企業(yè)為兌現(xiàn)中長期合同、爭取現(xiàn)貨市場電量，報價采取短期邊際成本，導致現(xiàn)貨價格大幅低于中長期合同價格。

（三）現(xiàn)貨市場運行相關機制不完善。

一是中長期合約曲線分解與現(xiàn)貨交易調節(jié)偏差的問題。

二是新能源參與市場的問題。

三是是技術支持系統(tǒng)不夠完善導致出清時間較長。

四是不平衡資金問題突出。

五是其他一些列問題。

（四）輔助服務市場與電能量市場、兩個細則考核間的銜接問題

一是輔助服務市場尚不能與現(xiàn)貨電能量市場協(xié)調銜接。

二是“兩個細則”考核是計劃體制下對輔助服務的相關補償、考核機制，與現(xiàn)貨市場相關規(guī)則存在交叉重復考核。

（五）擱淺成本沒有市場回收機制。

由于電力市場化不斷深入，中長期+現(xiàn)貨市場連續(xù)運行，通過市場優(yōu)化資源配置將導致部分機組可能長期無法參與電能量市場競爭，且當前缺乏容量市場機制解決電源投資成本回收問題。

（六）現(xiàn)貨市場試結算運行過短，無法完全檢驗現(xiàn)貨市場作用。

（七）應對現(xiàn)貨市場的人才儲備和培養(yǎng)不足

三、現(xiàn)貨市場對發(fā)電企業(yè)的影響

一是現(xiàn)貨市場的模式對發(fā)電企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營帶來革命性的變化?，F(xiàn)貨模式使得發(fā)電機組的發(fā)電時間、發(fā)電出力、啟停機全部取決于日前和實時市場的出清結果。與傳統(tǒng)運營模式相比，機組運行方式的可預測性、計劃性均發(fā)生變化。

二是現(xiàn)貨市場價格嚴重偏低，影響2020年年度合同的簽訂和市場開拓。現(xiàn)貨市場試運行嚴重偏低的價格，給電力用戶不準確的價格信號，導致對市場價格不合理預期，進一步加大價格下行壓力，可能導致中長期合同簽訂比例過低，削弱中長期合約對沖風險的能力。

三是輔助服務費用提高導致新能源成本分攤增加。目前，輔助服務成本過多在發(fā)電企業(yè)之間分攤，現(xiàn)貨市場輔助服務成本沒有完全從用戶側疏導，增加新能源企業(yè)經(jīng)營壓力。

四是對發(fā)電企業(yè)的管理水平提出更高要求?，F(xiàn)貨市場運行模式，要求市場主體具有完善的內部管理機制和管理流程。

四、發(fā)電企業(yè)應對策略建議

按照連主任對現(xiàn)貨市場建設提出的“穩(wěn)、試、清、慎”要求，發(fā)電企業(yè)應主動應對現(xiàn)貨市場，完善體制機制和運營模式，充實隊伍、加強研究，推動市場競爭力的不斷提升。

一是完善營銷體制機制，適應市場改革需要。隨著電力市場化改革的不斷深入，發(fā)用電計劃全面放開、電價形成機制改革，市場化交易品種逐步豐富，交易模式逐步轉變?yōu)榕l(fā)、零售、服務市場以及未來的金融市場。電力市場體制的改變要求必須對營銷體制機制進行調整完善，提升競爭力。

二是參與市場交易規(guī)則的完善和銜接工作。發(fā)電企業(yè)要參與試點省區(qū)加強交易規(guī)則和省內、省間市場研究，總結試運行期間存在的問題，積極參與各省交易規(guī)則的完善修訂工作，推進市場公平有效運行。

三是做好中長期交易和現(xiàn)貨市場銜接和價格策略制定。現(xiàn)階段要加強中長期交易合同簽訂的研究工作，價格機制要能夠彌補固定投資成本、資金成本和滿足利潤需要。做好與現(xiàn)貨市場報價策略的銜接和市場報價競爭。

四是積極推進容量市場的建設研究工作。開展電源固定成本的市場回收機制的研究，更貼近現(xiàn)貨市場以邊際成本報價、中長期交易規(guī)避風險、容量市場回收投資的市場架構。

五是高度重視市場結算和風險管理工作。未來一旦開辟金融輸電權等電力金融衍生交易，通過電網(wǎng)交易中心以外的場外結算業(yè)務也將出現(xiàn)，傳統(tǒng)的交易結算模式將徹底改變，結算風險和用戶違約風險將隨之上升，風險防范需從市場交易到結算到賬全流程管控。

六是建立監(jiān)測數(shù)據(jù)庫，做好市場競爭支撐工作。作為優(yōu)化配置各類電力資源的有效手段，應對現(xiàn)貨市場，需要從意識、制度、規(guī)則、人力、平臺等方方面面的支撐與探索。