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KeyNotes：1、电力现货市场进展和节奏：2017年、2021年分别有两批试点省份，已经覆盖中国一半地区，总体来看，试点省份与其他自行尝试电力现货市场的省市基本已经涵盖了全国范围，除西藏外基本所有省份都已经开始进行电力现货市场的尝试。

进展环节包括模拟试运行、结算试运行、正式连续运行。

截至今年年底，约有二十个省份将启动现货市场的模拟运行，后续再进行结算阶段运行，以及后续的连续运行等。

按这个节奏，若明年没有颠覆问题，明年年底约有十五个省份会进入连续试运行阶段，三年之内全国大部分地区能够进行现货市场的持续试运行。

基本规则（征求意见稿）的发布是从国家层面推动电力现货市场的重大信号。

2、电力现货市场的影响：现货市场最核心的作用是打开了价格机制。

以往电价确定导致相关产业链僵化，缺乏商业化空间。

而价格打开后，新商业模式出现，例如储能设施作为独立主体参与电力市场的交易，在低价时充电、高价时放电。

此外其还能获得容量补偿费用，也具有辅助服务的功能。

长期来看价格的峰谷差将越来越大，高峰价格会逐渐走高，且价格低谷的决定者为新能源，高峰价格主要取决于负荷供应能力和基础能源价格。

3、电力现货市场在软件、虚拟电厂等领域带来的机遇：1）新能源功率预测：预测准确度对于新能源电站的收益存在较大影响，若预测准确度不足可能会造成亏损，除短期预测外，新能源企业还需要更长期的预测以帮助辅助中长期交易，以上均为现货市场所带来的需求。

2）虚拟电厂：虚拟电厂目前发展规模较小的原因是缺少价格机制，即缺少虚拟电厂在市场内作为独立主体的身份。

若为其提供价格机制和身份，那么就会存在虚拟电厂的商业模式。

由此电力现货市场的发展能够为虚拟电厂带来较大的发展空间，但具体的发展的确还需参照各省份的具体规则。

如山西出台规定允许虚拟电厂作为独立主体进行交易，便是一个积极信号。

3）交易辅助决策：交易辅助产品不需建设硬件，能够帮助其解决交易决策问题进行报价和中长期合约的签订等。

从用电侧来看，出现了越来越多的市场化用户，能够进入市场直接进行交易的多为批发用户、售电公司等。

目前来看，发电侧已经意识到对于此类产品的需求，对电力市场认知比用户侧高，如何保证利益最大化是其需要考虑的重要问题。

而用电侧为央企、国企、民企等，其对于是否购买产品的决策更加谨慎。

决策系统价格从几十万到几百万不等，具体价格取决于其功能。

而只有真正能起到作用的产品才能够在市场中存活。

4、新能源市场与现货市场衔接：目前新能源参与现货市场确实导致其收入下降，因其按照变动成本报价，而新能源在其发电量较大时报价低，因此出清价格低。

目前主管部门已经意识到此问题，关键配套方向为新能源的绿色属，即绿证、绿电。

明年会出台更多关于绿证的要求，未来新能源主要从绿证环节获得收入，即总收入为发电收入和绿政收入的和，从而争取构成合理收入. 首先是电力现货市场的发展情况。

最早要求发展电力现货市场的文件发布于2017年，国家发改委要求第一批试点省份，包含8省加地区，即广东省、浙江省、山西省、山东省、福建省、四川省、甘肃省和蒙西地区（内蒙古西部）电网。

2019年6月，8个省份都进入了模拟试运行阶段，具备了市场出清条件，信息发布交互畅通，也具备了初步规则，是电力现货市场发展的重要里程碑。

19年底到22年初，以上八个省份对自身的电力现货市场进行了不断的完善，是电网企业、发电企业、部门等很多部门共同努力的结果。

电力现货市场是电力市场体系的核心与基石。

从去年底及更早一段时间，到今年初，一些省份进入到了连续运行。

电力现货市场改变结算体制，从计划体制过度到市场需要有尝试的过程。

连续试运行现货市场（如山西甘肃较早进行），即发电用电都按照现货市场规则进行报价、结算、收入获得、支付供电成本等。

第一批试点多个省，包括广东、蒙西、山西、山东、甘肃等，除了浙江，都已经进入到持续运行阶段，为现货市场发展奠定了基础。

2021年国家发改委又一次出台新文件，要求开展第二批电力现货市场试点，包含 6个省份加一个市，即江苏省、安徽省、辽宁省、河南省、湖北省以及上海市。

这两批试点省份是国家强制要求必须试推行电力现货市场的，第二批试点省份中已经有省份进入模拟阶段。

此外第二批文件还要求三个区域进行试点，即京津唐、华东区域和南方区域。

从前两批来看，试点省份已经覆盖了中国一半的地区。

目前电力现货市场在行业内受认可度较高，除两批试点省市外，另有超过十个省份先后编制了电力现货市场方案、初步规则，甚至已经模拟过运行。

总体来看，试点省份与其他自行尝试电力现货市场的省市基本已经涵盖了全国范围，除西藏外基本所有省份都已经开始进行电力现货市场的尝试。

第一批试点省市的成熟，从规则、技术、市场主体、监管部门的监管度等方面为后续省市的电力现货市场推行奠定了基础。

电力现货市场推行的大趋势已经基本奠定。

电力现货市场主要特征是定价机制非常重要。

以往发电侧的定价固定，不同省份有不同的定价，部门负责定价。

新能源以前的定价方式为补贴加标杆。

所有类型的发电电源的发电量定价都是由负责，定价逻辑是成本加合理收益。

而电力现货市场定价为边际电价，即同一时刻任何进入现货市场的电都以同一价格结算。

边际电价的特征是价格由供需决定，且由于供需情况分时段，不同时段不同电源的发电情况不同，供应不同，因此如果将一天十五分钟一个时段进行分段，分成的96个时段中每个时段价格都不一样，从而能够实时反应电力的供需状况，并且能反映不同位置的电价。

综上，电力现货市场能够改变整个电力市场的定价体系。

电力市场体系以电力现货市场为基石，电力现货市场交易的产品为电量，以其为基础，电力市场体系还包含辅助服务市场和容量补偿机制，它们是电力市场体系的两个重要组成部分。

其中辅助服务市场主要帮助解决如波动的问题、安全的问题、可靠供应等其他问题。

而容量补偿机制是以往成本加合理收益的定价方式包含了某种发电方式的成本、辅助服务以及固定成本回收等，是一种综合定价方式。

电力现货市场将电源能力细分，细分为了卖电量、辅助服务（调频、备用）、容量（能否保证可靠供应），从而形成了一个市场体系，也可以理解为不同发电电源的各类收入来源。

例如火电发电量是每小时300MW，因此其卖电量为300WM*24h；如果另有一火电可以在发电同时调频，那么在发电的基础上还能获得辅助服务收入。

而有些发电成本较高的发电电源发电频率较少，然而为了保障高峰期电量供应，这类电源可能需要在高峰期发电，因此为保证其存活，需要采取容量补偿机制，补偿其固定成本。

综上，电力现货市场、辅助服务和容量补偿机制共同构成了整个电力市场体系。

电力现货市场基本规则的文件解读：全国绝大部分地区已先后开展了电力现货市场，但目前基本规则的征求意见稿刚出台。

基本规则是非常重要的，基本规则开始制定的时间在两年以前，很多人参与了这项工作。

基本规则是顶层规则，每个省在基本规则指导下编制细则，细则的编写不能与基本规则的要求相矛盾。

基本规则（征求意见稿）的发布是从国家层面推动电力现货市场的重大信号。

基本规则包含了十六章内容、两个附录，信息量较大，覆盖了电力现货市场的全部环节。

各省市的细则也较为完善，如山西的细则已经不少于十个版本，相对而言较为完善。

基本规则包含总体要求、市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、市场衔接机制、计量、市场结算、信用管理、信息披露、风险防控、市场监管、市场干预等内容，以下将介绍部分重点内容：首先关于总体要求，电力现货市场的重要目的就是形成切实反应供需的价格，其中提到的几个重要原则，如保障可靠供应、促进可再生能源消纳、保证公平等，都经过了仔细推敲。

电力现货市场保障供应的要求已经得到了全行业的认可。

电力现货市场能够保障供应的原因是，发电机仅在发电不亏损的情况下才愿意主动供应，而在电价固定的情况下，由于煤炭等资源涨价导致发电成本增长，而电价不变，发电可能出现亏损，因此发电方不愿发电，从而导致价格导致的供应紧张。

而现货市场边际出清，出清价格一般能够覆盖成本，从而保证发电不亏损。

电力现货市场里会出现一些高价，如晚高峰的时候，出清价格甚至能达到1度电1元钱以上，广东地区甚至能达到全年均价每度0.8元以上，能够保证发电不亏损。

但高价不会一直持续，因为很多时候用电需求低于高峰期。

总体而言电力现货市场的好处就是能通过价格反映供需。

基本规则中还界定了电力市场的定价机制，即边际电价。

而具体采取分区定价或是分界点定价等细节还需根据具体情况确定。

目前除福建外，其他省市都采取节点边际电价。

从市场成员来看，市场成员是非常丰富的。

发电、用电、储能、虚拟电厂等能提供不同服务的主体都被包含在市场中，这是一个非常积极的信号。

现货市场运营包括日前、日内和实时市场，其中包含较多技术内容，不必过度关注。

市场衔接机制是一个较为重要的章节，规定了中长期、代理购电、辅助服务和容量补偿如何与现货衔接。

现货市场电力市场的基石，是最重要的一个市场。

2015年的开始电改是中长期市场改革的起步，而没有现货，就达不到改革的效果。

因为中长期市场是纯金融的降价市场，对于电力体制改革意义不大，因此必须开展电力现货市场的推进，只有现货市场能够实现增加交易的灵活度等效果。

从去年1439号文件发布以来，用户的电价也需要根据电力市场供需价格变化而调整，从而发电侧电价和用户侧电价都与市场挂钩。

从发电侧参与市场的顺序来看，煤机往往是最先进入现货市场的，燃机及循环燃气机组也会进入现货市场，进而重要大型主体新能源也会进入现货市场。

2021年开始，从政策文件等来看，新能源加快了进入现货市场的步伐。

现货市场的一个重要原则是技术中立，即只要进入电力市场不论采用什么发电技术，什么成本，只要进电力现货市场，都必须遵从一套规则。

对于电力系统来讲，不同发电电源提供同质商品，所以必须按照技术中立原则以同一套规则竞争，因此未来更多类型的电源可能会进入电力市场。

而对于辅助服务，基本规则的直接含义是取消调峰市场。

调峰本质为电能交易，而现货市场能够取代其功能。

现货市场匹配的典型辅助服务是调频和备用服务，这二者是市场化辅助服务的关键品种。

容量补偿机制是国家非常重视的市场组成部分。

因目前部分电源存在生存困难，达不到预期的情况，但是需要其长期存在，保障供应，因此需要进行容量补偿，即按照装机容量提供补偿，保证其生存，从而保障电力供应。

关于计量和结算。

结算对于直接参与竞争的成员而言是一个重要的章节。

结算中包含一些重要的原则，但各省细则则会更加复杂。

全过程的成员都要关心能够获得的收益。

基本规则中提到的结算规则主要是对于电容量的结算，而关于辅助服务的结算还需要看其他的文件。

另外一些较为重要且新颖的内容，如信用管理、风险防控、市场监管、市场干预等，都是确保电力市场正常运行的基础。

此外，规则制定部分规定了规则怎么制定、由谁制定、有变化怎么处理等问题，对于怎么管理规则形成了一套规则，从而确保规则能够被充分讨论、能做出一套有效且公平的规则。

Q：参考国外成熟的电力现货市场交易运行机制与现货市场政策的推进，首先请问我国的电力市场化政策后续可以以什么节奏进行展望，大约什么时候能达到相对成熟阶段？

A：基本规则现在处于征求意见阶段，经过提意见之后会出台正式规则。

此外各省份的规则制定会持续进行，截至今年年底，约有二十个省份将启动现货市场的模拟运行，后续再进行结算阶段运行，以及后续的连续运行等。

按这个节奏，若明年没有颠覆问题，明年年底约有十五个省份会进入连续试运行阶段，三年之内全国大部分地区能够进行现货市场的持续试运行。

目前现货市场发展的趋势确定，且从效果来看，现货市场其对保供、对双碳、对新电力建设等方面具有积极作用，受到了等部门的肯定。

Q：从产业链角度来看，新型电力系统下灵活等技术要求更多，如发电测对于预测的精准要求、用电侧的控制系统、虚拟电厂、储能等，众多市场主体进入后，商业化空间及产业机会如何展望？

A：从产业链角度来看，现货市场最核心的作用是打开了价格机制。

以往电价确定导致相关产业链僵化，缺乏商业化空间。

而价格打开后，商业模式出现，部分省份如山东省，已经出现了四个独立的储能电站，即储能设施能够作为独立主体参与电力市场的交易，使独立主体能够在低价时充电，高价时放电，以往情况下不存在电价的价差。

此外其还能获得容量补偿费用，也具有辅助服务的功能。

由此可得打开价格是相关产业发展的重要基础。

此外关于新能源功率预测的问题，目前预测受到较多关注，因为预测的准确度对于新能源电站的收益存在较大影响，若预测准确度不足可能会造成亏损。

因此需要规避由于预测不准确带来的财务风险。

而上述预测是短期预测，新能源企业还需要更长期的，如一周到一个月时间的预测，以帮助辅助中长期交易，以上均为现货市场所带来的需求。

而关于虚拟电厂，虚拟电厂的概念出现较早，其功能为负荷控制，即将众多不同类型的设备组合在一起，形成更大型的可调控的资源。

而虚拟电厂目前发展规模较小的原因是缺少价格机制，即缺少虚拟电厂在市场内作为独立主体的身份。

若为其提供价格机制和身份，那么就会存在虚拟电厂的商业模式，即虚拟电厂如何获得收益。

由此可得在具备电力现货市场后，虚拟电厂一定能够得到发展，但具体的发展的确还需参照各省份的具体规则。

如山西出台规定允许虚拟电厂作为独立主体进行交易，便是一个积极信号。

但不能过度夸大虚拟电厂的功能，目前虚拟电厂能够帮助进行电的交易并提供其他辅助服务，但其在保障供电稳定上并不一定能发挥较大的作用。

可以肯定的是电力现货市场的发展能够为虚拟电厂带来较大的发展空间。

Q：新兴产业前提条件是价格机制的打开，而在中国的国情下，五到十年后现货市场相对成熟的阶段，电价的波动机制可能到达什么水平？

A：首先，基本规则中的固定参数其中之一“固定限值”规定了市场出清电价的上限和下限，即由管制的价格。

目前大部分省份的出清上限是1500元/MW，而出清下限普遍为0，山东和浙江可以出现负价格，其中浙江为负200元/MW。

因此具体电价波动水平取决于各省份的管制，如甘肃管制较为严格，上限为800元/MW。

长期来看价格的峰谷差将越来越大，且价格低谷的决定者为新能源。

新能源越多的省份，价格低谷越低且持续时间越长，如山东山西在低谷期经常出现零电价，蒙西的高峰价格为5000元/MW。

高峰价格主要取决于负荷供应能力和基础能源价格。

从燃料价格来看，煤价受到调控，而燃气价格不会下降。

总体来讲高峰价格会逐渐走高，至少不会低于目前价格。

因负荷逐步增长，国家新建一批煤电站，其是否能应对负荷还需进一步观察。

Q：从去年到现在持续有政策推动主体参与市场交易，如推动工商业直接参与市场交易等。

那么对于众多主体都需要用到的交易辅助决策产品，怎么看待其未来的机遇？

发电侧或用户侧一套相关产品的大致价格是多少？

是否能对市场空间给出大致预估？

A：个人认为较为重要。

虽然交易辅助产品不需建设硬件，但其能够解决交易决策问题，能够帮助其进行报价和中长期合约的签订等。

而从用电侧来看，出现了越来越多的市场化用户，能够进入市场直接进行交易的多为批发用户、售电公司等。

交易辅助决策产品能够帮助其进行交易。

目前来看，发电侧已经意识到对于此类产品的需求，对电力市场认知比用户侧高，如何保证利益最大化是其需要考虑的重要问题。

而用电侧为央企、国企、民企等，其对于是否购买产品的决策更加谨慎。

决策系统价格从几十万到几百万不等，具体价格取决于其功能。

而只有真正能起到作用的产品才能够在市场中存活。

Q：政策中提到要稳妥现货市场，且与新能源保障政策衔接。

而目前新能源市场受到现货市场的影响的价格。

那么怎么理解未来现货市场既能够容纳新能源市场，又不会对其价格回报等产生较大的冲击？

A：目前新能源参与现货市场确实导致其收入下降，因其按照变动成本报价，而新能源在其发电量较大时报价低，因此出清价格低。

一般解释是按边际出清原则，在进行电能量交易时收入确实较低。

但目前主管部门已经意识到此问题，关键配套方向为新能源的绿色属，即绿证、绿电。

明年会出台更多关于绿证的要求，未来新能源主要从绿证环节获得收入，即总收入为发电收入和绿政收入的和，从而争取构成合理收入。

但可以确认的是不会出现关于新能源的特殊政策。

纪要来源：【文八股调研：wenbagu.com】