一、重點內容解讀
2017年，我國啟動第一批8個省市電力現貨市場試點以來，已走過了整5年的時光，不可否認取得了一定的成績和經驗，但在各省取得的成效差距較大，也很難說滿足大家的預期。但推進現貨市場建設，建立對電力商品的實時定價機制，是電力市場建設的核心。2021年，我國啟動第二批6個省現貨試點。2022年，國家發改委、能源局印發《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》，對第一批、第二批試點以及省間現貨市場試運行提出時間要求，也要求其他地區盡快開展現貨市場建設工作。
此次能源局發布的規則征求意見稿，是對前期現貨市場試點經驗的總結，目的在于確立各省、區域電力現貨市場運行的基本規則框架，為在全國范圍推進現貨市場試點做好準備。
1.現貨市場建設任務
構建省間、省/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場，推動省/區域市場逐步融合，擴大省/區域市場范圍，向全國統一電力市場體系過渡。加強中長期市場與現貨市場的銜接。加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動與輔助服務聯合出清。穩妥有序推動新能源參與電力市場。推動儲能、分布式發電、負荷聚合商等新興市場主體參與交易。推動代理購電用戶、居民和農業用戶的偏差電量按照現貨價格結算。探索建立市場化容量補償機制。在省間市場逐步放開各類發電企業、用戶、售電公司等參與交易。
2.現貨市場運行要求和構成
電力現貨市場建設需循序漸進，應先開展模擬試運行、結算試運行，符合條件后進入正式運行。
現貨市場一般包括日前市場、日內市場和實時市場。各地可根據實際情況選擇實際構成。集中式現貨市場中，日前市場根據市場主體日前交易申報，在考慮電網運行和物理約束的前提下，進行日前市場集中優化出清，形成日前出清結果。日內市場指市場運營機構在運行日，根據系統運行情況和最新預測信息，滾動優化快速啟停機組的啟停計劃，以滿足系統平衡要求。實時市場中，滿足超短期負荷預測和備用需求，進行實時市場出清，形成實時市場出清結果。
3.價格機制
現貨市場交易采用邊際電價出清，可根據電網結構和阻塞等情況，選擇節點邊際電價、分區邊際電價和系統邊際電價。市場主體具有報價權和參與定價權，但代理購電用戶在現貨市場中不申報價格（價格接受者），因各種原因必須維持特定出力或其他特殊原因的機組不能參與定價。發電側價格由電能量價格、輔助服務費用等構成；用戶側用電價格由電能量價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。現貨電能量和輔助服務交易均應設定市場限價，原則上隨著交易接近交割時間，市場價格上限應依次非遞減。
4.銜接機制
中長期與現貨市場的銜接。現貨市場運行地區應約定中長期交易合同的分時電量、分時價格等（即交易曲線），并根據需要確定結算參考點，曲線或曲線形成方式由市場主體自主協商或通過集中交易方式確定。提高中長期交易效率，增加交易頻次、縮短交易周期。
代理購電與現貨市場的銜接。根據各省實際條件，電網企業代理購電用戶 與其他用戶平等參與現貨交易，公平承擔責任義務。代理購電產生的偏差電量按照現貨市場價格結算。電網企業通過參與場內集中交易方式代理購電，形成分時合同。為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益，按月由全體工商業用戶分攤或分享。
輔助服務市場與現貨市場的銜接。通過現貨市場滿足系統調峰需求的，不再設置與現貨市場并行的調峰輔助服務市場品種。具備條件時，電能量市場與調頻輔助服務市場、備用輔助服務市場聯合出清。
5.市場結算
電能量批發市場可以按兩種方式結算：方式一，現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與現貨市場價格差價結算。方式二，中長期合同電量按中長期合同價格結算，實際電量與中長期合同電量的偏差按現貨市場價格結算，并按所在節點/分區現貨價格與中長期結算參考點現貨價格的差值進行結算。
現貨市場可采用“日清月結”的結算模式。電力市場結算不得設置不平衡資金池，每項結算項目均需獨立記錄，分類明確疏導，輔助服務費用、成本補償、阻塞盈余等科目作為綜合電價詳細列支。電網企業負責根據電力交易機構提供的結算依據，按自然月周期向市場主體出具結算賬單，并按照規定向市場主體收付款。
二、關于幾個問題的理解
電力市場建設的難點，在于電力商品具有發用電實時平衡的特性，從而使電力具有很強的時空分布特點，完全實現市場化后，同一分區（節點）、同一時段的電力電量才能算是同一商品。所以電力市場設計的問題，本質上是如何通過不同交易時序、交易品種的銜接，有助于發用電瞬間的平衡，并能通過實際發用電執行結果對各類合同執行情況進行回溯并結算。個人對大家關心的現貨市場相關問題理解如下：
（一）電力現貨市場進行邊際定價的重要性
所謂“無現貨、不市場”，現貨市場通過邊際電價出清，準確發現不同時段、不同節點電力供需的稀缺性，反映的是邊際電價而非平均電價。因為在電能量市場中，考慮最終結算價格，大部分（可能高達80%以上）的電量通過中長期合同鎖定了電價，真正按照現貨價格交割的電量并不多。但邊際電價是最重要的價格信號，因為反映的是增量發用電平衡的成本，從而對發用電側形成指導作用，高峰時段激勵電源多發電同時促進負荷錯避峰，反之促進電源少發電和刺激負荷多用電。同時，現貨市場發現的電價分時規律（如山東中午時段的電價低谷）將向中長期以及終端用戶傳導，使中長期價格曲線以及代理售電的分時電價向現貨市場趨同，如果中長期交易頻率以及代理售電更新頻率越高，與現貨市場價格分布越接近。以上原因使現貨市場價格成為最核心的價格信號。
（二）如何理解中長期+現貨市場的電力平衡機制
中長期（年度、月度、月內）+現貨市場（日前、日內、實時）的多層次的交易結構設計，帶來了電力市場運行和理解的復雜性，但這是為了不斷修正發用電預測偏差，并最終實現電力平衡的巧妙設計。
從年度、月度到月內（多日）等中長期交易，隨著執行時間臨近，通過連續交易、定期交易等滾動方式，在時間維度上對發用電主體之間供需進行迭代修正的過程，最終形成一個較小的偏差在現貨市場上進行消除。經過日前、日內現貨市場交易后，電量的最終偏差將在實時市場修正，而偏差成本也通過現貨價格與中長期價格差額來體現，所以現貨市場既是對電力平衡的收口，也是對偏差結果形成懲罰的機制。
圖1 中長期+現貨市場電力平衡示意圖
如圖1所示：如在每個現貨市場交易時段T內，最終實際（發）用電量為QT，在集中式的現貨市場中（日前全電量出清），其最終平衡是通過日前現貨市場交易電量QD-s后，在執行日內再通過日內現貨市場、實時現貨市場進行交易獲得QI&R-s實現的。盡管集中式現貨市場中，中長期合同具有金融合約屬性，但QD-s基礎仍然可以分解成年度合約分解量（QA）、月內合約分解量（QM）、月內合約分解量（QIM）、日前現貨市場增量（圖片）的疊加，每個分解量的形成都是隨時間臨近對發用電合約進行修正的過程，而每個合約的有效執行是保證最終電力瞬間平衡的重要基礎。為了使中長期交易與現貨市場更有效銜接，減少現貨市場平衡壓力，“縮短交易周期，提高交易頻次”是非常必要的。
（三）如何理解中長期的金融合同屬性：作用及風險分析
1.金融合約能鎖定電價
在集中式現貨市場中，由于采用了日前現貨市場全電量出清的方式，中長期成交電量不需要物理執行，但產生的電量偏差根據現貨市場價格執行。中長期合約是一種金融合約，采用差價結算，具有鎖定價格、對沖風險的作用。
假定圖1表示了一個發電廠的出力曲線，假定價格形成都是同一節點（不考慮結算參考點的影響）。那么在T時段，QD-s對應的電量收入計算如下：
（四）現貨市場對新能源、儲能的影響
1.新能源參與現貨市場的挑戰
由于新能源功率預測難、調節能力差，沒有其他消納機制配套的情況下，很難適應當前電力市場規則。同時新能源幾乎零邊際成本的特性，帶來新能源間的激烈競爭，在新能源大發階段導致“價格踩踏”，帶來巨大的收益風險。當前在山東以及西部省份，新能源部分電量已參與了電力市場交易，但其交易電價普遍大幅低于煤電標桿上網電價，所以運營商一般視市場化交易為“洪水猛獸”。如何讓中長期+現貨市場機制與新能源特性進行一定程度匹配，不損害新能源投資的積極性，也是電力市場設計的重大難題。
盡管《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》中提出：通過市場手段充分體現新能源的環境價值。提出在“保障新能源合理收益”的前提下，鼓勵新能源以差價合約形式參與現貨市場，從而鎖定價格水平。但根據以上分析，由于現貨市場價格會向中長期側的傳導，以及差價合同也面臨偏差風險，仍無法從根本上解決新能源參與電力市場交易的問題。同時，當前綠電市場限于中長期交易，在與其他交易品種在定價、出清以及執行銜接方面存在一定矛盾，加上全國性的環境市場仍遠未健全，綠電市場對于體現新能源的環境效益效果仍難體現。
實現新能源參與電能量交易，需與其他新能源的保障性消納機制相銜接。使市場化成為新能源的長效發展機制，仍有很長的道路要走。
2.對儲能的影響
至于現貨市場對于新型儲能能否形成成熟商業模式，也存在不確定因素。一是現貨市場下的平均峰谷電價差不一定上升；二是現貨市場中峰谷電價發生時段和時長很難及時判斷，對新型儲能形成收益風險；三是現貨市場電價曲線下，儲能很多時候只能做到“一充一放”，降低了利用頻次。如果儲能不能快速降低成本，上述原因將導致新型儲能也難在現貨市場獲利。
