无现货，不市场。电力现货交易是电力市场发展的终极形式，是以市场竞争方式形成反映成本与供需分时电价和节点电价的交易市场，更是发现实时电力商品价格信号最为直接的交易市场。建立覆盖市场主体全面、规则细致条款完善的电力现货市场，监管机构、交易机构、发电主体、售电主体、用电主体缺一不可。
（来源：北极星售电网 作者：山西风行测控股份有限公司 行珩）
2021年4月，山西电力现货市场开始中长期与现货交易配套、批发与零售联动的不间断结算试运行，是唯一同时具备开展省内深调服务市场，采用节点电价机制，涉及省内现货、省内辅助服务与跨省调峰辅助服务、跨区现货市场之间复杂衔接问题，允许用户侧市场主体参与现货市场四个特点的现货试点省份。截至日前，山西省电力现货市场已经稳定运行一周年。
在这一年中，山西省电力现货市场虽然面临了包括新能源出力大幅震荡、长周期政治保电、迎峰度夏、冬季电力保供等多项市场挑战，但仍然保持了“走得快、走得稳”的改革步伐，达到了此前预计的改革目标。实践是检验真理的唯一标准，在电力现货市场运行过程中，来自市场一线的参与者发出的声音，为交易规则、政策的趋于完善提供了宝贵的实践经验，为电力现货交易市场的稳定运行立下了汗马功劳。
参与交易规则制定 传递售电一线声音
售电公司作为连接发电企业与用电企业的载体，从诞生之日起就天然位居市场中承上启下的地位。既需要与发电侧进行交易，也需要同购电侧进行交易的市场参与模式，也决定了其需要面临最多的电力现货交易场景。在与发、购两侧市场交易主体进行交易的同时，售电公司能够敏锐的察觉其他市场主体因为角度不同而无法发现的问题。在建立电力现货市场交易规则的过程中，畅通的发声渠道成为售电公司传递一线声音的重要前提。
在山西省开展电力现货市场建设之初，牵头单位按照“开门搞改革、开放建市场”的思路，积极承办全省电力现货市场专班，囊括了包括山西省能源局、山西能监办、国网山西省电力公司、山西电力交易中心、全省主要发电集团、售电公司、电力用户等代表，充分听取市场不同主体的声音。
在市场主体平等讨论的环境下，通过公开、透明的研讨机制，售电公司能够参与到市场规则的制定中来，与其他市场参与主体群策群力、推动改革。在电力现货市场专班的开展过程中，来自售电公司的代表提出了大量针对规则中存在不足条款的修改意见。其中最为典型的，便是针对部分规模较小、组织机构不完善、投机思想浓厚的售电公司使用外部挂载软件，过度“抢电量”的现象做出的规则修改。
在2021年电力现货市场运行的过程中，曾经在一段时间内由于中长期市场合约执行过程中出现大规模偏差，这部分电量需要通过电力现货市场进行购买和供应。面对激烈的市场竞争和动人心弦的高价差，部分售电公司违反市场交易规定，使用外部挂载软件，过度“抢电量”，导致售电侧出现了不公平的交易现象。这一现象的出现，严重影响了正常的售电市场秩序，破坏了公平、公正、公开的电力市场环境，为当时电力市场的平稳运行制造了不安定的因素。
针对这一现象，售电公司集思广益，向监管部门提出建议。要求通过对交易规则的修订，限制单个售电公司通过中长期合同转出电量规模等方式，规避售电公司脱离电力用户，进行囤积电量、恶意操纵市场的现象，保障电力市场的平稳运行，维护安定的市场秩序。
在充分听取售电公司所提出的意见后，相关监管部门在目前适用于山西省电力市场的《山西省电力市场规则汇编（试运行V11.0）》中对相关条款进行修改，明确要求：售电公司当月中长期合同转出总电量不得超过其当月成交（买入）电量的ZL%（ZL值具体由山西省能源局、山西能监办根据国家及我省要求明确，目前暂按15%执行）。
另外，在山西省能源局、国家能源局山西监管办公室最新印发的《售电公司管理实施细则》中，参考了此次售电公司针对交易规则所提出的建议，同样加入了对市场参与主体公正参与市场的相关规定，明确提出：“为防止市场垄断行为，售电公司绑定零售用户上一年度总用电量（包括承接的保底售电服务电量）原则上不应超过上一年度全省市场化交易电量的 10%。”
合理传导电价变化 平抑市场波动情绪
保供应曾一度成为2021年度电力市场的焦点热词，也成为山西电力现货市场平稳运行所面临的巨大挑战之一。
在当时的电力市场环境下，一方面2021年煤炭价格上涨迅速，火电企业所发电量尚未全部进入市场，发电意愿不强，同时新能源装机规模增加，但出力不稳定，导致整个电力市场供应不足；另一方面，在国内疫情基本得到有效控制，国外疫情仍在继续蔓延的大环境下，国外市场向国内制造业投放大量订单，商品生产对电力供应的需求迅速扩张。
在供需两侧一减一增的情况下，供不应求的电力供给情况也使得电力商品的价格信号在显现后迅速向电力现货市场进行传导，飙升的电力现货价格瞬间冲击了整个市场，部分电力用户不得不面临用电成本上涨的现状。
由于已经习惯通过电力交易获取电费优惠，大部分电力用户对于此次电价的巨额上涨未做好充分的准备。又因为售电公司是同电力用户直接进行交易行为的交易方，所以部分电力用户将电价发生飙涨的原因归咎于售电公司，双方之间产生了一定的误会和摩擦。同时，部分售电公司因为自身原因，无法处理好与客户的关系，同时因电价上涨分摊的比重过高，自身经济承受能力不足，最终选择弃单跑路，退出市场。
在现货电价迅速上涨的当时，售电公司通过多次讨论会议，集中认识到：应当向电力用户共同明确因煤价大幅上涨导致的火电企业巨大经营压力和交易价格上涨问题，共同做到努力争取用户理解，做好批发市场价格向零售侧的传导工作，与上下游共渡难关。
最终，在售电公司耐心做好用户安抚工作的努力下，大部分电力用户逐渐理解了电力价格上涨的原因，并表示了对售电公司的理解。此次宏观环境的变化对电力现货市场带来的挑战也被电力市场主体共同克服。同时，大部分具备足够经济实力、风控能力的售电公司经受住此次考验，与客户之间的粘性也得到了增强，为此后售电公司主导开展可控负荷聚合服务提供了基础。
可控负荷聚合为基 探索虚拟电厂时代
随着山西省电力现货市场的逐渐完善，售电公司正在从单独的“赚差价”向“做服务”进行转变。在价格波动频繁的电力现货市场环境下，售电公司正在探索迈入以可控负荷聚合为基础的虚拟电厂时代。
随着可再生能源装机规模、并网规模的迅速增加，其与生俱来的波动性与间歇性给电网的安全和稳定运行带来了更大的挑战。截至2022年1月底，山西省新能源装机规模为3657万千瓦，占全省能源装机规模的31.5%。其中风电装机规模为2181万千瓦，占比18.81%；光伏装机规模为1476万千瓦，占比12.73%。与装机规模相对应的是，截至2021年底，山西共有448家省调发电企业进入电力交易市场，其中省内风电企业203家，光伏发电企业154家。
可再生能源装机规模在电源装机规模中的上升也使得其大发情况下的出力占比创下新的历史记录。3月4日，山西省新能源发电出力突破2200万千瓦关口，创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电出力的61.3%。在山西省“新能源优先，全电量优化”的电力交易原则下，发电量的供过于求导致电力现货价格出现0电价情况。
在新能源大发的背后，一方面是电力现货价格出现的0电价情况，的的确确按照实时的供需情况反应了电力真实的价格信号；另一方面，新能源在大发的情况下会出现弃风、弃光的现象，相对应的同样也会出现零发的现象。这一现象呼唤着市场主体提供及时的可控负荷聚合、负荷型虚拟电厂等服务，从而及时接入电网，满足电网的移峰填谷需求。
在现货市场的背景下，建设负荷型虚拟电厂的重任理应由部分具备良好市场信誉的售电公司来承担。长久以来，售电公司所服务的对象一直是电力用户，通过不断与用户之间进行良好的交易履约，售电公司与用户形成了良好的合作关系，长期合作带来的用户粘性与相互信任也成为售电公司组建负荷型虚拟电厂的现实基础。同时，因为分时电价信号释放出的用电曲线，也在推动售电公司帮助用户调整用电习惯，推动刚性负荷向柔性负荷演化。
因此，利用山西电力现货市场建设的有利环境与市场基础，以可控负荷聚合为原型的负荷型虚拟电厂已经成为部分售电公司孕育下诞生的新型市场主体。在未来，以售电公司为组建主体的负荷型虚拟电厂将灵活调用其绑定的具备用电负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、可控负荷、可中断工商业负荷等），在现货市场提供负荷侧灵活响应调节服务，逐渐从日前现货市场向日内现货市场演进。
在电力系统中建立虚拟电厂，将有利于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，有利于各类资源的协调开发和科学配置，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，有利于提升电力系统实时平衡和安全保供能力。以售电公司为主导的虚拟电厂，将成为未来电力市场中占据重要地位的关键角色，依托售电公司提高用电侧用能水平、实现用电侧资源优化配置的改革目标正在加速实现。
（注：本文为投稿，文中内容观点仅代表作者）
