头条｜电力现货市场的运行将对电力市场产生哪些影响？

中国新一轮电力体制改革已有三年的时间了，随着发用电计划放开、输配电价核定、售电业务、增量配电业务放开，这些硕果也让各市场主体获得了丰硕的红利。现阶段，国内电力市场还停留于中长期市场，现货市场进入试点推进阶段。只有电力现货市场的全面启动，才能充分发挥电这种特殊商品的价值属性。

作为第一批电力现货市场试点，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区也陆续有了自己的发展方向。上半年广东电力市场积极推进“中长期+现货”的市场体系建设：按“1+8”的规则体系,编制了现货交易规则和配套细则初稿,配合监管机构和政府部门开展4次集中讨论和2次专家意见征集。按照市场注册、交易申报、交易出清。营销计量、交易结算、信息披露等版块，积极推进现货技术支持系统筹备工作，针对不同成本机组同台竞价,计划与市场结算等兴键问题进行深入分析研究。

不仅广东在积极备战电力现货市场，甘肃也在电力现货市场的发展，走出了属于自己的道路，在新能源现货交易取得巨大的突破。

甘肃自2017年8月份启动电力现货市场建设试点工作，国家电网组织新能源富集地区的风电场、光伏电站、电力用户参与日前和实时电力市场竞价交易，充分利用特高压输电通道外送新能源。甘肃省内227家新能源发电场站全部接入现货交易系统。据统计，今年前6个月，国网甘肃省电力公司总共组织1896笔新能源现货交易，成交电量23.5亿千瓦时，占国家电网公司范围内电力现货交易的47.22%。对于即将全面开放的现货市场，发电侧要根据实际需求制定发电计划，还要根据成本和市场自行制定开停机方案，其技术难度无疑加大。另一方面，售电侧激烈的市场化竞争使得许多专业能力不强、控制风险能力不够的售电公司负重前行。如何获取用户用电负荷，结算电价是售电公司不可小觑的挑战。电力现货市场的推行，将会对现今电力市场有哪些影响呢?

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电力现货市场对电力中长期交易的影响

电力现货市场是指开展日前及日内、实时电量交易和备用、调频等辅助服务交易,以短时和即时电力交易为主。现今执行的市场机制还是“传统的计划调度+电力直接交易+优先发电计划”，无论是电厂与电力用户之间的购售电合同，还是售电公司与电力用户之间的电力直接交易合同。都只是确定月度的大致电量，给出一个固定的值。电力现货市场推进后，在一个合适的时间提前量上形成与电力用户相适应的负荷变化曲线的优化的交易计划。以集中出清的手段促进了电量交易的充分竞争,充分发挥电力资源的高效性。现货市场也可以为市场主体提供了一个修正中长期发电计划的交易平台,减少系统安全风险与交易的金融风险。

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电力现货市场模式对输配电价的影响

按照9号文件的配套文件规定，我国电力市场将效仿英国和美国的电力市场模式并结合自身情况，从中寻找属于自己的发展模式。

1、英国的分散式模式：

以中长期合同为基础，发电企业与用电企业双方在日前阶段确定发用电曲线偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节。

2、美国PJM市场集中式模式：

以中长期差价合同管理市场风险，采用全电量集中竞价的市场模式。

美国现行的电力现货市场：美国对于输电网和配电网都采取峰荷责任法定价，有粗略的时间信号，没有提供位置信号。英国现行的电力市场：发电侧采用区域电价，英国国家电网的输电价格和各配电公司的超高压配电价格采取“点费率”法定价，不同区域的输配电价不同，能够为电网用户提供明确的位置信号;同时，配电价格采取分时定价法，早晚价格不同，工作日与周末价格不同，为电力用户提供明确的时间信号，从而可以更有效地引导电力用户的用电行为。

图片来源于英国电力市场考察研究④

我国目前输配电价全省统一、采用按电压等级和用户类别定价，没有提供位置信号，但对于大工业用户实行分时电价，一定程度上体现了时间信号。

我国拥有六大区域电网 ：西北电网、东北电网、华北电网、华中电网、华东电网、南方电网，各地域的电力系统特点不尽相同，全国各地很难统一形成一种模式。不同省份拥有不同的输电价格机制，在发电燃料成本也会因为省份差异较大，执行发电侧与用户侧同时支付输电价，在输电价格中引入位置信号，有助于公平分摊成本和促进发电资源跨省区优化配置。

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电力现货市场对配售电业务的影响

电力现货市场实施后，需电力用户申报未来一天的用电需求计划曲线，交易的不再是无差异的整体电量，而是有差异的负荷曲线。市场价格、偏差考核风险也会增大。需要承担更大的电价波动的风险，有些电力用户只有通过售电公司其专业负荷预测能力规避风险，售电公司将迎来代理用户的高峰期。日前市场采用“全电量优化”模式。发电侧需要申报其所有的发电资源与交易意愿,市场将其与全网的负荷需求进行匹配,通过出清计算形成发电侧的日前交易计划,按照日前的节点边际电价进行全额结算。售电公司可以集中小型电力用户用电需求，在批发市场里对时序电价做出反应，起到响应系统需要的作用。售电公司也将摆脱目前只能赚取价差的模式，开展实时电量交易和备用、调峰等辅助服务交易。所以说现货市场才是未来售电公司“体现水平”和“决定成败”的主要战场。

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电力现货市场对于发电侧的影响

任何事物都具有双面性，有利好的方面也必然有弊端。对于电厂侧将是一种考验，电厂侧须考虑机组的实际运行情况、响应时间、AGC性能(自动发电量控制)，报价精度要求更高。需要考虑如何根据机组特性，检修计划，生产计划等因素来设计对应于具体的负荷分解曲线及报价和如何买卖这些交易品种以匹配机组生产，并获取最大利润。对于燃煤和燃气发电机组来讲，精确掌握自己的递增成本曲线，并且把成本曲线作为在现货市场中的报价依据，也是发电侧最为基础和关键的一项工作。对于发电企业来讲，机组进行报价的时候，一般情况下围绕着成本进行报价也是一个最优选择，如果低于成本报价抢电量，中标以后抢来的电量抢到的都是亏空电量，虽然拿到了发电量反而亏损了。

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电力现货市场对于增量配网与可再生能源的影响

电力现货市场为增量配网试点提供了外部环境条件，电力现货市场形成的时序电价和位置信号，有助于增量配网采用多能互补、综合能源等多种新技术，形成灵活的有源配网系统。当电网调峰资源已全部用尽，日前发电能力小于申报曲线时可再生能源发电可为其提供消纳空间。国家能源局也曾强调，各区域电网要加强省间互济和跨省备用共享，统一调用区域内的调峰资源，协同消纳可再生能源电力。对于新能源发电企业来说，可以利用现货市场机遇，优化风光多能互补运行策略，最大限度地促进新能源消纳。

(来源：北极星售电网 作者：爱筱歆)