2022年6月，蒙西电力现货市场开启新一轮连续结算试运行，对市场模式进行了重大调整，由原先分散式“中长期合同分解+现货增量优化”，转变为集中式“中长期财务结算+现货全电量集中竞价”的市场模式。虽然蒙西市场采用了同其他6个试点相同的集中式市场模式，但其特殊之处在于取消了日前市场，只在日前开展预出清，计算机组组合和发电计划，而不再出清日前成交结果，也没有日前市场结算，成为全国首个单结算的现货市场，这是基于对日前市场作用和电力市场实际情况的深刻认识作出的选择。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：刘敦楠 呼思乐）
为什么取消日前市场
国内部分现货市场试点地区以调度日前负荷预测作为需求，发电侧按照日前市场出清电量结算，而售电公司或大用户日前申报电量不参与出清，但作为结算依据，日前市场的出清结果与用户申报数据无关，从而产生了发用两侧结算电量的不平衡。这样处理的主要问题在于，用户侧主体没有参与日前市场的价格形成，但是可以在不影响日前市场价格形成的前提下，通过日前市场电量申报进行套利，损失其他主体利益，日前市场无法发挥避险作用，其作用和意义大大降低。如某一现货市场试点地区，夏季高峰时段因网内部分机组性能较差，其实际出力无法达到额定技术出力或日前申报的最大出力，导致实时市场价格高于日前市场价格，而日前市场的出清采用的是短期负荷预测，用户侧多报少报并不影响日前市场出清结果，大量售电公司通过日前市场故意多报电量，低买高卖实现套利，导致现货市场发现价格的作用大大减弱。
日前与实时市场的作用
在以美国PJM市场为代表的典型集中式市场中，日前市场是双边市场，其基本设计目标主要是：一是给市场主体提供机制以锁定电能量和输电权的日前财务计划；二是协调日前财务计划与系统可靠性需求；三是激励市场主体提交日前发用电计划；四是激励发电方跟随实时调度指令。集中式的日前市场其实是一个财务结算的远期市场，通过“日前全电量+实时偏差电量”的双结算机制，以显著的经济信号激励市场主体理性申报市场信息，遵循调度指令。PJM日前市场甚至引入了虚拟交易，来增加市场流动性和竞争性，并通过三寡头测试抑制市场力，实现日前与实时价格趋同。
日前市场后的日前可靠性机组组合才是落实次日电网安全运行的责任环节，是基于调度机构自身的负荷预测数据计算的。而日前市场出清结果只是确定经济责任关系，虽然将物理约束条件用于出清计算，但却是基于市场主体自愿申报的市场信息，主要是为了在可执行性和可靠性两个标准上与实时市场保持一致，最终目的仍是为了保证日前与实时市场价格趋同，以体现市场主体申报形成的供需关系形成日前市场价格信号，有效引导用户提升负荷预测准确度，降低日前市场购电成本，规避价格风险。
实时市场则是一个单边市场，是整个能量市场的最后一环，通过发电企业申报信息和超短期负荷预测，实现电力市场实时平衡的市场化调节、电网安全约束的市场化调整，在满足安全约束的条件下对发电机组进行最优经济调度，实现全系统发电成本最小，同时发现反映实时供需平衡的电力价格，实时市场与日前市场出清结果的偏差部分按照实时市场价格进行结算（日前和实时市场双结算）。
双结算的核心逻辑
日前和实时双结算体系的目的是让日前市场价格充分贴近实时市场的同时，为市场主体提供实时市场前最后一次避险手段。售电公司（或用户）申报的负荷需求量越接近实时市场实际用电量，实时偏差电量越少，用户购电成本越低。若售电公司或用户在日前故意多报电量，反而推高日前现货价格，高买低卖增加购电成本。这样做的好处是真正发挥日前和实时市场双结算的作用，用市场的方式处理用户日前预测负荷偏差的问题，避免了计划模式下的“偏差考核”。当然，因为日前市场是一个偏金融性质的市场，需要考虑与实时市场的衔接和配合，确保实时市场运行稳定，所以需要在日前市场机组组合的基础上使用系统负荷预测（全网的系统负荷预测）再次进行可靠性机组组合。
需要注意的是，日前市场如果采用与实时市场相同的约束条件、接近的负荷预测结果，那么日前市场将仅作为与实时平衡市场完全相同的前置流程，其避险的作用大幅下降。
根据实际情况选择市场机制
2021年5月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改体改办〔2021〕339号，简称《通知》）。《通知》明确，合理确定电力现货市场主体范围，推动用户参与现货市场结算是现货试点改革的主要任务之一，在双边现货市场模式下，用户侧直接以报量报价方式参与现货市场出清、结算，同时在日前市场结束后增加组合优化环节以保障电力安全可靠供应；在单边现货模式下，用户侧可通过中长期合约约定结算曲线、曲线外偏差按照现货市场结算的方式参与现货市场，可考虑不设计日前市场，日前市场出清结果仅作为日前调度运营计划，不进行财务结算。
一般来说，发电、负荷双侧竞价的现货市场，更符合一般商品市场的特征，供需双方都能够对市场信号作出响应。但事实上，在现货市场建设的起步阶段，双边报量报价模式会在一定程度上增加市场主体和运营机构的工作量，同时用户需要通过增加人力资源和信息系统来实现自身用电负荷预测和现货价格预测，才能够做到报量报价参与现货市场，在一定程度上增加了市场的复杂程度和参与市场交易的成本，所获得的效益也未必能对冲成本的增加，所以在我国电力市场体制机制全面完善前，用户侧报量报价参与现货市场的成本和难度都相对较高。
而单结算方式下，日前市场只进行信息交互，相当于实时市场的“预演”，形成可靠性机组组合即可，该方式更加有利于市场主体快速上手参与现货市场，同时结算公式简单、清晰，对于用户更加友好。蒙西电力市场是从大用户多边直接交易起步的，市场交易电量的90%是大用户直接在批发市场购电，零售市场目前处于起步阶段，选择单结算模式，日前市场出清结果仅作为日前调度运营计划，不进行财务结算，用户实际用电量与中长期合同差价结算，经济关系简单、清晰，更加符合蒙西电力市场的实际情况。
蒙西现货市场的运行情况
6月试运行期间，燃煤机组现货市场均价为0.393元/千瓦时，较燃煤基准电价上涨39%，较中长期交易均价上涨12%，高峰时段平均出清电价达到0.567元/千瓦时，最高出清电价达到1.71元/千瓦时，有效利用价格机制调动各类资源参与系统调节。与去年同期相比，系统增加机组开机容量118万千瓦，非计划受阻出力同比减少196万千瓦，日均增加发电能力245万千瓦，6月需求侧响应电量达到404万千瓦时，相比去年同期日限电约1100万千瓦的情况，本次试运行以来未发生有序用电情况。蒙西现货市场的运营结果，能够有效验证蒙西市场模式在调动增量发电能力、减少非计划受阻方面发挥出的积极作用，同时也证明了只要市场能够发现真实的价格信号，并能够将价格信号传导至用户侧，单边现货市场机制也能够推动用户积极响应现货价格，调动需求侧资源参与市场调节。
市场设计建设需要根据各省实际情况进行定制，不能一概而论，有时候理论最优与实际落地操作无法同时满足；有时因为系统建设目前还存在瓶颈；有时因为受各种掣肘而妥协；有时因为需要配合目前的实际情况等。但是，既然现货市场是经济学和电力系统的有机结合，以“市场”的思维设计建设电力市场就是关键点。
一是厘清现货市场的经济关系很重要。现货价格能否反映供需关系、反映真实的成本，能否优化配置资源非常重要，不能让现货发现价格的功能掺杂更多的扭曲因素，计划性思维干预现货价格的因素越少越好。
二是实现平稳过渡很重要。当前我国亟需建立并完善电力现货市场的体制机制，蒙西现货市场采用实时单边电力库起步，市场组织流程简单，经济结算关系清晰，市场运营效果良好。如未来必须建设双边现货市场，可以待市场架构建立、体制机制基本完善、市场成员熟悉现货市场流程、懂得控制市场风险时，再逐步推动电力用户报量报价参与市场也未尝不可。
三是融合创新很重要。蒙西现货市场与澳大利亚现货市场类似，但澳大利亚单边现货市场之所以能在没有日前市场的情况下长期运行，是因为其具有较为完备的金融衍生品市场来对冲现货价格波动风险。当前国情下，建设电力期货、期权市场的难度较大，建议蒙西市场进一步完善中长期分时交易机制，设计中长期连续开市、多品种融合、标准合约买卖的连续运营机制，全面提升中长期市场运营效率和流动性，为市场主体，特别是预测准确性差的新能源发电企业提供有效的市场避险手段，实现与单结算现货市场更好地衔接。
本文刊载于《中国电力企业管理》2022年08期，作者单位：华北电力大学
