北极星智能电网在线讯:6月1日，蒙西电力现货市场“单轨制”模式开启结算试运行。作为全国首个“单轨制”电力现货市场，蒙西在新能源参与现货市场、用户侧分区域结算、设置特定的风险防范机制等多方面开展机制创新。此外，蒙西的现货市场规则中，出现了许多不同于我国其他现货试点的设计，如不开设日前市场、采用用户侧分区节点加权平均价而非发电侧节点加权平均价作为参考结算点价格等。这样的设计究竟是利是弊？是否符合电力市场设计的经济原则和一般规律？与我国现阶段电力市场发展水平是否相适宜？本刊记者针对业内关注的焦点问题采访了华北电力大学教授、博士生导师，现代电力研究院院长张粒子。张粒子表示，蒙西电力现货市场的规则设计总体来看比较符合集中式电力市场规范，充分考虑到了自身的实际需求和发展阶段，规避了优先发用电计划和价格帽对电力现货市场的直接影响，简单并切实可行。但后续随着市场的持续运行和发展，还需不断完善市场体系和机制。
市场设计四个突出特点
此次结算试运行前，蒙西电力现货市场经历了大约一年的暂停。一年的积淀与蓄力，将蒙西的电力现货市场推向了新的起点，新的市场规则也迎来了业内的高度关注和广泛讨论。
张粒子认为，与国内其他现货市场相比，蒙西电力现货市场的规则有四方面突出特点。其一是可再生能源也全部进入现货市场，发用电双侧按照现货市场价格结算，避免了发电侧市场“双轨制”和发用电两侧现货交易曲线不一致，带来的现货与中长期结算逻辑不清、现货市场结算不平衡资金量大且不合理的问题，以及日前和实时市场双结算给优先发用电计划结算带来的额外资金不平衡问题；其二是蒙西电力现货市场日前预出清不结算，实时市场出清结算，避免了在执行优发优购政策下，日前与实时市场价差带来的结算不平衡资金和售电公司投机机会问题；其三是采用用户侧节点加权平均得出西部价格和东部价格作为参考结算点价格，有效体现出电能的用户侧空间价值属性；其四是市场出清过程中价格形成真实透明，但在结算环节将政府干预以整体风险防范机制写在结算规则里。
张粒子进一步对以上亮点进行了解释。近期，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改﹝2022﹞129号）指出“加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场”。电力现货市场是电力资源短期优化配置的市场机制。就集中式电力市场而言，现货市场实质上就是基于各个电源短期变动成本的日前机组组合和实时经济调度问题；如果不能实现各类电源在电力现货市场竞价上网，就不能实现经济调度，建立电力现货市场就没有实质性意义。而各类机组的综合发电成本不同，过去所执行的电价政策存在差异，可以通过政府授权差价合同等政策来解决，不是煤电之外的电源不能进入现货市场的合理理由。
尽管不同成本的机组在市场同台竞争存在一定的风险和难度，但在市场思维的角度下，各类电源提供的电能是同质的，对于用户用电并无差异，理应全电量竞价，各类电源在电能量市场上不能回收的容量成本，应该通过辅助服务市场和容量成本回收机制来得到补偿，而基于综合成本导向的定价方式已经不再适应电价市场化改革的形势与需求。尤其是当前新能源发展势头迅猛，在电力系统中成为高比例电源只是时间问题，进入市场已是必然选择。“即便是电源结构相对复杂的地区，也并不意味着发电侧全面进入市场是无解的难题，比如增加容量成本补偿机制，或在结算环节采取风险防范机制，进行二次分配等都是切实可行的办法，关键在于是否具有推动市场进一步放开的决心。蒙西的可再生能源占比高，规模大，放开可再生能源全部进入现货市场，是推动各类电源全面入市的重要一步，走出这一步需要勇气，也需要智慧。”张粒子说。
和多数现货试点的设计不同，蒙西现货的日前市场生成的是预出清结果，只确定次日机组组合，不参与结算。一些观点认为没有日前市场会严重影响用户响应现货的价格波动，张粒子对此提出了相反的观点。“我国一些电力现货试点学习美国PJM市场模式，设置日前市场，但并没有考虑到我国电力市场的实际情况。我建议现阶段我国现货市场只要是集中式市场，都应采取日前市场预出清，即只确定机组组合但不结算的做法。主要原因在于现阶段有大量优发优购中长期合同和电网公司代理购电合同，这些中长期合同如果与日前市场对冲风险，而日前市场和实时市场又存在价差，这些价差带来的损益如何界定是否合理？同时，由于优购用户和电网公司代理购电用户的负荷占系统总负荷比例较高，日前市场采用系统负荷预测曲线作为需求，直接参加现货市场的大用户和售电公司在日前市场申报的电力需求量对日前市场出清价格几乎没有影响，但会通过日前市场申报购电量的策略实现价差套利。”张粒子说，“市场并不是不允许投机套利，但我国电力市场的用户侧存在大用户自申报、售电公司代理申报和电网代理购电不申报三种入市方式，三类市场主体参与市场交易的目的不同，电网企业代理购电是被动地参与市场交易，这样就容易使一些主动交易者从日前市场与实时市场的价差中套利，而由此也造成一部分现货市场结算不平衡资金，需要由所有市场主体分摊。因此，从我国开展电力现货试点之初，我便一直倡导日前市场预出清，而非出清结算。我国电力市场建设处于初级阶段，借鉴国外市场设计是起步阶段的必经之路，但需要结合我国实际情况科学合理地选择市场模式和设计市场规则。”
蒙西电网东西狭长，资源与负荷空间错配，电网结构相对松散，内部阻塞较为严重。为了充分体现出电力的空间价值，体现电能量在用户侧的空间信号，蒙西的参考结算点价格并没有按照其他现货试点做法，以发电侧节点加权平均价作为用户侧参考结算点价格，而是采用西部用户侧节点加权平均价格和东部用户侧节点加权平均价格做参考结算点价格。蒙西市场以包呼断面为界分成东、西部两个价区，使市场用户合理分担成本，引导产业布局根据价格信号自主调整。张粒子肯定了这一做法，认为从长期看，这将有利于促进蒙西电力系统整体效率的提升。
蒙西现货规则在市场出清中没有采用如压低限价、优先出清等控制价格的手段，价格形成公开透明，价格信号真实有效。但为防止市场主体发生超额收益或过度亏损的情况，蒙西现货市场在结算环节设置了特定的风险防范机制：将政府干预以发电侧、用户侧、可再生能源整体风险防范的形式，写在结算规则里，市场费用正常向主体发布后，将触发风险防范的部分进行调整。张粒子认为，在市场起步阶段这样的设计是比较合理的。“如果通过给现货市场设置较低的价格上限来控制市场风险，那么价格信号便很难反映真实的供需情况。蒙西现货市场的价格上限是5.18元/千瓦时，从最近的出清情况来看市场高价远未触及上限，充分体现出市场是理性的。”张粒子说，“同时，蒙西电力市场在结算环节对利润过高或成本亏损超过一定比例的市场主体进行调整干预，在市场发展的初期阶段是一种必要的风险防范保护机制，给市场主体留出了适应市场竞争的窗口期。”
市场建设仍需完善
蒙西“单轨制”现货市场迈出了第一步，但考验持续存在，需要在市场运行过程中不断完善机制，以适应更加高效与合理的资源配置需求。“蒙西现货市场结构简单、逻辑清晰、结算独立，让市场主体易于理解，便于参与，能够在起步期高效地确保市场运转起来。但在市场深入推进的过程中，需要对其运行进行持续监测和分析，掌握市场主体的收益情况与交易策略，进一步调整市场规则、完善市场体系。”张粒子说。
比如蒙西现货市场在结算环节的风险防范机制对保障市场稳定运行有一定作用，但另一方面也影响到市场的激励效果，容易造成一部分市场主体“躺平”。政策干预非长久之计，风险防范机制的退坡需要怎样的条件？
张粒子认为，我国电力行业市场集中度较高，存在较大的市场力风险。当市场不具备充分竞争的基础条件时，为了提高市场运行的效率，采取一些政策防范风险、支撑市场运转是合理的做法，这也正是有效市场和有为政府的要义所在。政策的支撑应是公开透明的长效机制，能够给市场主体以长期预期。蒙西电力现货市场鲜明地体现出了有效市场和有为政府的协同发力。但政策干预的退出，还需要在以下方面加强机制建设。
其一，鼓励新能源与可调出力电源联合参与中长期交易。蒙西是新能源高占比地区，新能源入市具有双向风险。张粒子认为，由于新能源本身没有能力和用户负荷曲线完全匹配，如果新能源单独进入市场签订中长期合约，将面临着较大的曲线风险和偏差风险，建议新能源自由选择与可调出力电源（目前主要是煤电机组）捆绑参与中长期市场交易。现货市场涉及到出清的安全校核，新能源场站必须单独报价，但在中长期交易中，新能源企业可与煤电企业联合，与用户签订双边合同。
“在市场中，新能源与煤电各有风险。由于新能源‘靠天吃饭’，不可能完全按照用户用电的需求曲线去发电，在签订曲线合同方面天然地具有偏差风险，中长期合约反而成为其风险的来源，同时，强制要求新能源企业将90%以上的电量签在中长期，在现货市场新能源可能面临着‘无货’的情况，中长期合约无法发挥与现货市场风险对冲的作用；对于煤电而言，在高比例新能源地区，新能源大发时，煤电在现货市场竞争力降低，适合将更多电量留在中长期市场中。新能源与煤电的组合恰好可以对冲风险，二者合作中的损益分摊也可以由企业双方协商决定。”张粒子说。
其二，防范市场力风险。随着我国电力现货市场建设的不断推进，各类交易品种交织关联，市场被操纵风险不断加大。如果一个发电企业在当地市场份额较大，便存在影响现货市场边际价格的可能性，从而抬高市场整体价格，导致市场失灵。这一方面需要从监管方面加强市场操控行为的防范、评估和处罚，另一方面，市场运营者需要对市场报价进行分析和监测，约束和规范市场主体的市场行为，对于市场报价过多偏离成本、具有价格操纵嫌疑的情况设置价格修正机制。
其三，推进建立容量成本补偿机制。我国电力需求还在不断增长，可再生能源发电装机虽快速增加但出力具有不确定性，电力保供仍然是重中之重的任务。现货市场是按短期边际成本来定价的，这种价格机制本身就具有激励市场主体按供需形势和变动成本报价的导向，但不能保证边际机组的固定成本回收。当前电煤价格居于高位，基于保供需求，煤电企业收回固定成本难度高，亟需容量成本补偿机制来保障煤电企业获得合理收益和引导电源投资。通过容量成本补偿机制来确保发电收益，结算的风险防范机制便可逐渐退坡。未来，在电能量市场运行较为成熟的情况下，可以进一步探索从容量成本补偿机制逐渐过渡到容量市场机制。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系本刊记者。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：翁爽）
