《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》解读

 

“现货工作意见”提出了促进清洁能源消纳的现货交易机制，要求有序引导用电侧参与现货市场报价，合理选择现货市场价格形成机制。

 

（一）兼顾市场效率和风险，有序引导用电侧参与现货市场报价，促进需求侧响应和需求侧管理。

 

考虑到各地市场发育程度、计量设施情况和市场模式的不同，用电侧参加电力现货市场也有不同的方式：

 

1. 直接参加现货市场报量报价或报量不报价，直接参加现货市场结算。

 

2.作为市场价格接受者，不参加报价，可直接参加现货市场结算；现货市场采用日前或超短期预测负荷作为需求，用电侧可以通过需求侧管理降低用电费用，从而促进电力平衡。

 

3.通过中长期合同供电方代理参加现货市场结算等；这种方式可以通过中长期供电合同价格设计，间接地参加现货市场结算，从而引导用户优化用电方式、降低用电费用、促进电力平衡。

 

建立用电侧直接还是间接地参加现货市场结算的机制，都有助于引导电力用户形成对系统友好的用电习惯，但成效和风险不同。用电侧直接参与电力现货市场报价，能够实现需求侧响应，在供电紧张时段一定程度上影响现货市场价格、弱化发电侧市场力，应该是电力市场长远发展的方向；但在中长期电力供应偏紧或供过于求较严峻的形势下，现货市场价格波动大，发用电主体都面临较大风险。通过中长期合同供电方代理参加现货市场结算，只有在供电方适度竞争的情况下，才能显现较好的成效；但发用电主体面临的风险较小。

 

（二）建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。

 

非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数，以兼顾促进非水可再生能源消纳和发展。各电力现货市场试点地区应设立明确时间表，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，在实现清洁能源优先消纳的同时，促进清洁能源与灵活性电力资源的协同发展，保障电力系统安全、可靠、绿色和经济地发展。

 

（三）合理选择现货市场价格形成机制。

 

从理论上和国际实践上来看，节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等市场出清和价格机制的选择，主要取决于阻塞管理成本。原则上，对于阻塞线路多、阻塞成本高的地区，适宜选择节点边际电价机制；对于电网线路少、阻塞成本低的地区，适宜选择分区边际电价或系统边际电价机制。但在具体设计现货市场价格机制时，还要辩证地分析和审慎地选择。

 

节点边际电价出清机制在阻塞线路多、阻塞成本高的电力市场中，有明显的优势和适用条件。一方面，节点边际电价出清机制不仅反映了在不同时段电力资源的价值，而且还能反映在不同地点电力资源的价值，如果发电侧按照节点边际电价结算发电费，则有利于促进电力规划优化；如果用电侧按照节点边际电价结算用电费，则有利于促进电力用户公平分担发电成本。但是，如果市场结算价格采用统一的节点边际电价加权平均价，节点边际电价机制的这个作用就会失效。另一方面，节点边际电价出清机制能有效提高电力调度消除电网阻塞的管理效率。但是，采用节点边际电价出清和结算机制，需要配合建立金融输电权市场，才能合理、高效地分配阻塞盈余费用，从而为发电企业提供能有效对冲电网阻塞风险的工具。

 

（四）结合发电容量成本回收机制设计，科学设定现货市场限价。

 

电力现货市场申报和出清限价设置范围大，更有利于促进用户侧削峰填谷和清洁能源消纳，但市场价格大幅度波动给市场交易主体带来风险也大。电力现货市场申报和出清限价设置范围小，则会影响市场价格信号发挥作用。要兼顾促进市场效率和管控市场风险，需要结合当地采用的发电容量成本回收机制，对不同现货市场限价情景进行充分的市场仿真分析，再选择合理的现货市场限价。并且，随着有序放开发用电计划改革的推进，还需要及时分析和适时调整现货市场限价。

 

综上述所，在广泛调研和多方论证的基础上，“关于深化电力现货市场建设试点工作意见”对于我国8个电力现货市场试点建设遇到的共性问题、难点问题提出了明确和建设性的指导意见。现货市场试点地区应以需求为导向，结合本地急需利用电力现货市场机制解决的问题，深入理解和充分吸收“现货工作意见”的要求和建议，合理规划电力现货市场建设路径，选择市场建设初期的电力现货交易品种及其交易机制，有序和稳步建设、发展和完善我国电力现货市场体系。