电力现货市场作为现代电力市场体系的核心部分，是完善市场化交易的关键一步。我国电力现货市场建设已经有3年多的时间，在刚过去的一年，8个试点全部开展了整月结算试运行，多个试点地区已经进入不间断结算试运行。近期，第二批5家现货试点浮出水面，电力现货市场试点建设扩围！而双碳目标的确立，也将进一步推进电力现货市场的建设。
（来源：北极星售电网 作者：Rosa、七块钱）
电力现货市场背景下，发电企业、售电公司如何适应规则抓住机遇？新能源发电企业如何掌握负荷预测情况规避风险、保证收益？我国电力现货市场取得那些成就？面临哪些问题？电力辅助服务市场发展如何？
4月1-2日，由北极星电力网、中关村华电能源电力产业联盟联合主办的“2021年电力现货市场实务研讨会（第一期）”在山西太原举行。为期1.5天的研讨会上，参会人员与行业学者、专家、发电企业、售电企业代表等，针对电力现货市场相关政策、交易规则，发电企业、售电企业报价策略、负荷预测，试点省份运营现状、电力辅助服务等方面展开深度探讨。
新能源企业如何参与现货市场
“中长期曲线分解和现货市场出清结算机制是影响发电企业利益的两大焦点因素，前者牵扯电量，后者牵扯价格。”大唐甘肃发电有限公司销售事业部市场建设主管赵克斌在分享新能源企业参与现货市场（以甘肃为例）时表示。甘肃现货市场的实践说明中长期曲线分解和新能源功率预测对于新能源企业的重要性。
关于中长期曲线分解，赵克斌说，鉴于甘肃水电、新能源等资源性机组中长期“量与曲线”风险存在，曲线不能事先确定，电量年月日分解也难免不准，因此建议建立水电、新能源等资源型机组中长期电量调整机制，以化解年月日电量分解风险。另外新能源机组的中长期按日前资源预测情况以及系统供需情况由调度进行校核。火电机组中长期合同电量（包括计划+市场）应完全分解，并依据当日供需情况以及中长期电量权益（计划部分随用电量而变化）由调度进行校核，同时配套建立火电机组中长期合同转让交易机制。
新能源功率预测方面，预测越准，越能够锁定中长期收益，同时提高现货收益。大唐山西发电有限公司销售事业部刘志炜分析山西现货市场运营现状及最新规则时表示，山西新版现货规则中，新增新能源预测偏差限制，新能源预测允许偏差的范围参数λ新能源1=0.5，λ新能源2=0.5。新能源分时回收费用不超过分时电能量电费。限制了新能源因预测不准而在实时市场中获利的空间，迫使新能源提高预测的准确性。
山东在政府下达新能源保障利用小时数前，新能源电站预测出力的10%参与现货市场，自愿参与中长期市场。新能源电站按优先发电次序享有同等条件下优先出清权。新能源电站在竞价日申报运行日的短期预测出力曲线和价格，在运行日申报超短期预测出力曲线。在满足系统安全的基础上，新能源电站申报出力曲线的90%作为现货市场出清边界条件，运行日短期预测出力和超短期预测出力曲线的10%参与现货市场出清及市场定价。
发、售电企业在现货市场的利润最大化
随着电力现货市场的逐步深化，要求发电企业对市场信号做出更快速的反应，售电公司能够进行精准的负荷分析，预测现货价格与购电成本，从而实现利润最大化。中嘉能能源有限公司首席电力交易官张骥在会上对发电企业/售电公司在现货市场中的利润最大化策略进行了分析。
首先对于发电企业来说，在电价大于平均变动成本时应开机，所有开机机组只要节点电价在其边际成本之上，就有动机提升出力水平以增加利润，直至边际成本等于节点电价或达到最大发电能力。
在日前报价策略方面，日前机组应该根据边际成本曲线构建报价曲线，并考虑空载成本。
发电机组在现货市场中，一旦有其他机组的报价低于自己中长期合约电量的发电成本，电厂就愿意减少自己的中长期发电，通过差价合约的结算机制，由更低价的现货电来代替自己发电，以履行自己的中长期合约。虽然电厂在现货市场中减少了发电，但通过差价合约的结算，反而增加了自身的利润，实现了资源优化配置。
如现货试结算中未补偿空载成本，则应在现货报价时考虑此成本。
机组第一段报价的出力终点为两条曲线的交点对应的出力，其报价为交点对应的价格。这样保证只要机组中标开机，度电收益不会在对应出力的平均变动成本之下。后续分段报价按照交点右侧的分摊空载成本后“边际成本”曲线递增报价，由于空载成本是按照最小技术出力分摊的，即使机组在一直最小技术出力运行，也可保证回收空载成本。
对于售电公司来说，日前报价需要进行零售用户价值分析和风险电量的识别。
售电公司首先需要基于用户用电行为与节点电价高低时段的关系对客户进行画像。对于高科技企业而言，负荷呈现连续、稳定的特点；一般制造业属于人力密集型企业，电价敏感度低，日间的负荷较高；高耗能企业电价敏感度高，负荷昼夜差较大。
针对不用画像的用户售电公司可以制定不同电费套餐，另外也可以推荐屋顶光伏、能效管理、储能、容改需等增值服务。
其次售电公司需要识别风险电量。若采用一口价的报价模式，对应的电量为高风险电量；若采用分时电价策略，则为中风险电量，承担部分时段电量现货价格波动的风险；若采用市场费率策略，售电价格按照现货均价浮动，风险较低。但如果用户高电价时段用电比例较大，依然存在一定风险。因此需要售电公司准确考核用户高电价时段的用电量，高电价时段有较多合约电量覆盖，从而达到降低风险的目的。
售电公司日前市场报价时，刚性负荷须保证成交，价格响应负荷根据零售价格曲线构建报价曲线。现货市场中，用电侧（售电公司）报价前须考虑负荷性质和零售电价格，刚性负荷报价一般为交易中心公布的价格上限，确保百分百成交；对于价格响应负荷以零售电价格为报价基准，保证一旦成交，购售电收益为正，购电价格过高时，宁愿放弃该段负荷，以免产生负收益。
我国电力辅助服务市场现状
辅助服务市场建设是电力现货市场建设过程中不可忽视的关键环节。现货市场的引入可以使得原有的辅助服务市场更有效率，通过发电商之间的竞争优化、用户侧储能和需求响应的加入以及辅助服务产品的价值重新定义评估，可以促进电力系统内各种资源的高效利用，从而降低电力系统整体的成本。
研讨会上，华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇分析了我国电力辅助服务市场现状及储能如何参与现货市场。陈皓勇透露，从电力辅助服务总费用来看，费用由高到低的区域一次为西北、东北、华北、南方、华东和华中区域。其中东北、华北区域调峰费用占比较高，华北、西北调频费用占比较高，西北，南方区域备用费用占比较高。我国辅助服务市场的特点主要有：一是不再设定统一的补偿价格，加大调峰补偿力度，允许机组自主报价，价格上限大幅提高，有利于进一步激发火电机组调峰积极性。二是扩展了调峰参与主体。大部分省区调峰辅助服务提供主体主要是火电、水电等各类具有灵活调节能力的常规电源，部分地区纳入外来电主体、售电主体、需求侧响应、储能等。三是一般采用卖方单向报价、集中竞争、统一价格出清的交易方式。调度方根据按需调用、按序调用、价格优先的原则进行调用，最后将调峰费用按照电量或电费比例分摊给对系统调峰辅助服务贡献不大的发电机组。四是多数市场交易品种相对单一多数调峰辅助服务交易主要集中在深度调峰及启停调峰两个品种。五是补偿费用主要由发电企业承担补偿费用主要来自于发电企业，并未传导至用户侧。
对于储能参与电力现货市场的方式，陈皓勇表示，由于储能不适合长时间的充放电，需更加注重于短时之内的电力现货市场，如日内、实时等交易品种的调峰调频交易。
试点省份现货市场现状
会上，与会专家对山西、山东、甘肃的现货市场现状进行了分析。
山西——国网系统启动试运行最早、运行时间最长、市场主体参与数量最多
山西是国网系统启动试运行时间最早、结算试运行时间最长、市场主体参与数量最多的集中式双边现货市场。截止目前已经完成六次试运行，第七次试运行已于4月1日开闸。前六次试运行共计运行122天。
山西现货市场的交易时间尺度为日前、日内和实时；交易标的为电力交易，通过分时竞价形成实际执行的交割电力曲线；交易价格为分时价格，每15分钟或每小时的电价均随电力供需形势的变化而变化；组织方式为一次申报，两次结算。火电企业报量报价，新能源企业和售电公司报量不报价。日前市场形成开机组合、机组发电计划曲线和日前分时电价，实时市场依据超短期负荷预测，在日前发电计划的基础上，调节省内发用电偏差，形成实时分时电价。
山东——向“主体多元、竞争有序”的目标推进
山东做为首批八个电力现货市场建设试点地区之一，山东按照“统一市场、两级运作”的总体框架要求，在省间，以中长期交易为主，以现货交易为补充，充分挖掘省间通道潜力，促进清洁能源消纳；在省内，以省间交易结果为边界，通过现货交易优化配置资源、确保电力供需平衡，通过中长期交易规避现货价格波动风险，以“批发+零售”市场模式实现发用两侧各类市场成员的紧密衔接，向着建设“主体多元、竞争有序”的山东电力市场体系的目标不断前进。
甘肃——新能源高占比，省内发电全为优先发电
甘肃是典型的新能源高占比送端电网，呈现两大显著特征：新能源高占比特征明显、省内发电全为优先发电。甘肃电力现货市场在日前、实时以发电侧单边、全电量集中竞价的方式开展，新能源可以直接参与省内现货市场交易。甘肃目前采用分区电价机制，电价分区包括河西和河东两个区域，以分区内最高的节点电价作为发电出清结算电价。
甘肃现货市场目前在发电侧装机过剩与新能源高占比的背景下，现货市场上火电机组不再一味地降价抢量，而是充分利用上限规定做价格申报的策略者，火电机组价格申报表现得更加趋于理性与稳健、主动和成熟。
虽然目前电力现货市场进展较快，但依然存在一些问题，有专家表示，目前电力现货市场存在着计划与市场衔接不协调，导致各时间尺度下的发用电侧市场空间不匹配；现货市场机制尚不完善，除福建外的7个试点均采用全电量优化的集中式市场模式，但仅有部分电量参与决定价格，导致价格形成机制扭曲；用户侧参与现货市场结算有待研究；日前与日内市场出清价格存在确定性关系；可再生能源市场交易机制与消纳政策不衔接；现货市场价格体系尚未完全理顺，与峰谷电价体系存在不衔接；部分试点省份尚未执行输配电价机制，导致现货市场价格与中长期等价格体系不衔接。这些问题需要在试错中逐步解决。
近期，有消息称第二批现货试点即将公布，同时还将推进区域电力市场。对此有专家推测，华东地区省份全部成为电力现货试点后，华东地区极有可能形成区域电力市场。未来我国电力现货市场的趋势将呈现交易品种多样化、参与主体多元化、定价机制和分摊机制合理化、资源配置范围规模化。华北电力大学教授黄辉提到，包含现货市场的电力市场体系更有效率，现货市场可以实现资源时空优化配置，提供准确丰富的经济信号，实现市场自由自主。可见电力现货市场将成为未来电力市场建设的重点，有遍地开花之势！
未来，北极星电力网还将举办电力现货市场研讨会、售电实务与营销研讨会、增量配电研讨会等系列活动，敬请持续关注。
