中國新一輪電力體制改革已有三年的時間了，隨著發用電計劃放開、輸配電價核定、售電業務、增量配電業務放開，這些碩果也讓各市場主體獲得了豐碩的紅利。現階段，國內電力市場還停留于中長期市場，現貨市場進入試點推進階段。只有電力現貨市場的全面啟動，才能充分發揮電這種特殊商品的價值屬性。

作為第一批電力現貨市場試點，南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區也陸續有了自己的發展方向。上半年廣東電力市場積極推進“中長期+現貨”的市場體系建設：按“1+8”的規則體系，編制了現貨交易規則和配套細則初稿，配合監管機構和政府部門開展4次集中討論和2次專家意見征集。按照市場注冊、交易申報、交易出清。營銷計量、交易結算、信息披露等版塊，積極推進現貨技術支持系統籌備工作，針對不同成本機組同臺競價，計劃與市場結算等興鍵問題進行深入分析研究。

不僅廣東在積極備戰電力現貨市場，甘肅也在電力現貨市場的發展，走出了屬于自己的道路，在新能源現貨交易取得巨大的突破。

甘肅自2017年8月份啟動電力現貨市場建設試點工作，國家電網組織新能源富集地區的風電場、光伏電站、電力用戶參與日前和實時電力市場競價交易，充分利用特高壓輸電通道外送新能源。甘肅省內227家新能源發電場站全部接入現貨交易系統。據統計，今年前6個月，國網甘肅省電力公司總共組織1896筆新能源現貨交易，成交電量23.5億千瓦時，占國家電網公司范圍內電力現貨交易的47.22%。對于即將全面開放的現貨市場，發電側要根據實際需求制定發電計劃，還要根據成本和市場自行制定開停機方案，其技術難度無疑加大。另一方面，售電側激烈的市場化競爭使得許多專業能力不強、控制風險能力不夠的售電公司負重前行。如何獲取用戶用電負荷，結算電價是售電公司不可小覷的挑戰。電力現貨市場的推行，將會對現今電力市場有哪些影響呢？

電力現貨市場對電力中長期交易的影響

電力現貨市場是指開展日前及日內、實時電量交易和備用、調頻等輔助服務交易，以短時和即時電力交易為主。現今執行的市場機制還是“傳統的計劃調度+電力直接交易+優先發電計劃”，無論是電廠與電力用戶之間的購售電合同，還是售電公司與電力用戶之間的電力直接交易合同。都只是確定月度的大致電量，給出一個固定的值。電力現貨市場推進后，在一個合適的時間提前量上形成與電力用戶相適應的負荷變化曲線的優化的交易計劃。以集中出清的手段促進了電量交易的充分競爭，充分發揮電力資源的高效性。現貨市場也可以為市場主體提供了一個修正中長期發電計劃的交易平臺，減少系統安全風險與交易的金融風險。

電力現貨市場模式對輸配電價的影響

按照9號文件的配套文件規定，我國電力市場將效仿英國和美國的電力市場模式并結合自身情況，從中尋找屬于自己的發展模式。

1、英國的分散式模式： 以中長期合同為基礎，發電企業與用電企業雙方在日前階段確定發用電曲線偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節。

2、美國pjm市場集中式模式： 以中長期差價合同管理市場風險，采用全電量集中競價的市場模式。

美國現行的電力現貨市場：美國對于輸電網和配電網都采取峰荷責任法定價，有粗略的時間信號，沒有提供位置信號。英國現行的電力市場：發電側采用區域電價，英國國家電網的輸電價格和各配電公司的超高壓配電價格采取“點費率”法定價，不同區域的輸配電價不同，能夠為電網用戶提供明確的位置信號;同時，配電價格采取分時定價法，早晚價格不同，工作日與周末價格不同，為電力用戶提供明確的時間信號，從而可以更有效地引導電力用戶的用電行為。

圖片來源于英國電力市場考察研究④

我國目前輸配電價全省統一、采用按電壓等級和用戶類別定價，沒有提供位置信號，但對于大工業用戶實行分時電價，一定程度上體現了時間信號。

我國擁有六大區域電網 ：西北電網、東北電網、華北電網、華中電網、華東電網、南方電網，各地域的電力系統特點不盡相同，全國各地很難統一形成一種模式。不同省份擁有不同的輸電價格機制，在發電燃料成本也會因為省份差異較大，執行發電側與用戶側同時支付輸電價，在輸電價格中引入位置信號，有助于公平分攤成本和促進發電資源跨省區優化配置。

電力現貨市場對配售電業務的影響

電力現貨市場實施后，需電力用戶申報未來一天的用電需求計劃曲線，交易的不再是無差異的整體電量，而是有差異的負荷曲線。市場價格、偏差考核風險也會增大。需要承擔更大的電價波動的風險，有些電力用戶只有通過售電公司其專業負荷預測能力規避風險，售電公司將迎來代理用戶的高峰期。日前市場采用“全電量優化”模式。發電側需要申報其所有的發電資源與交易意愿，市場將其與全網的負荷需求進行匹配，通過出清計算形成發電側的日前交易計劃，按照日前的節點邊際電價進行全額結算。售電公司可以集中小型電力用戶用電需求，在批發市場里對時序電價做出反應，起到響應系統需要的作用。售電公司也將擺脫目前只能賺取價差的模式，開展實時電量交易和備用、調峰等輔助服務交易。所以說現貨市場才是未來售電公司“體現水平”和“決定成敗”的主要戰場。

電力現貨市場對于發電側的影響

任何事物都具有雙面性，有利好的方面也必然有弊端。對于電廠側將是一種考驗，電廠側須考慮機組的實際運行情況、響應時間、agc性能（自動發電量控制），報價精度要求更高。需要考慮如何根據機組特性，檢修計劃，生產計劃等因素來設計對應于具體的負荷分解曲線及報價和如何買賣這些交易品種以匹配機組生產，并獲取最大利潤。對于燃煤和燃氣發電機組來講，精確掌握自己的遞增成本曲線，并且把成本曲線作為在現貨市場中的報價依據，也是發電側最為基礎和關鍵的一項工作。對于發電企業來講，機組進行報價的時候，一般情況下圍繞著成本進行報價也是一個最優選擇，如果低于成本報價搶電量，中標以后搶來的電量搶到的都是虧空電量，雖然拿到了發電量反而虧損了。

電力現貨市場對于增量配網與可再生能源的影響

電力現貨市場為增量配網試點提供了外部環境條件，電力現貨市場形成的時序電價和位置信號，有助于增量配網采用多能互補、綜合能源等多種新技術，形成靈活的有源配網系統。當電網調峰資源已全部用盡，日前發電能力小于申報曲線時可再生能源發電可為其提供消納空間。國家能源局也曾強調，各區域電網要加強省間互濟和跨省備用共享，統一調用區域內的調峰資源，協同消納可再生能源電力。對于新能源發電企業來說，可以利用現貨市場機遇，優化風光多能互補運行策略，最大限度地促進新能源消納。

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