8地将试点电力现货交易   市场“价格发现”功能重启

“没有现货、没有商品、没有交割，这能算真正的市场吗?”

当国家电网、南方电网两大企业搭建的国家级电力中心和30余家省级电力中心挂牌后，一位电力从业者直指现货电力交易缺失弊端，并认为各电力交易中心的中长期交易本质上仍是一种“计划交易”。

在电力业内，一直有“无现货，不市场”一说。随着电改的推进，电力现货交易也终于要来了。

9月5日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，要在 2018年底前启动电力现货市场试运行，同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。

据了解，在第一批试点完成后，全国较大范围的电力现货市场建设，将不再采取试点的方式。

电力现货市场和具有金融属性的中远期市场共同组成一个成熟的电力交易市场。但现行的电力中长期交易很难起到对冲风险的金融属性，同时现货市场也要求更高的监管、金融以及法律法规等配套机制。

可以预见，随着未来推行的现货电力交易，将对电力市场各方的利益格局以及电力定价机制产生深远影响。

试点8地各具代表性

现货市场通常指的是商品即时物理交割的市场。由于电力的特殊物理属性，电力现货市场不仅包括了实时电能交易，还有日前、日内交易以及备用、调频等辅助服务交易。

现实中，电力的需求和供给在不同的时间都存在较大差异，不同电源之间也有成本差异。但是，现行的电力中长期交易是一种计划调度，对于需求和供给都是计划的，交易价格也缺乏弹性。

正因如此，电力现货交易也被赋予价格发现和资源优化配置的作用。

但是在2002年中国开始电力市场化改革之初，对于是否要建立现货市场，业内一直存在争议，争议的焦点主要集中在中长期交易所占比例高，现货市场是否有必要性。

这个局面直到2015年新一轮电力改革重启。2015年底出台的电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。

今年7月，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新正在发改委举行的电改吹风会上提出，研究建立以中长期交易规避风险、现货交易发现价格的电力电量平衡机制。电力现货市场建设的信号进一步明确。

随着国家发改委以特急文件发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货的建设时间表也正式付出水面。

根据安排，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，应积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。

原则上，电力现货市场建设试点应按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。

那么，第一批试点为什么要选择在上述8个地方起步呢?

“这八个试点地方多具有很强的代表性。”能源基金会清洁电力项目主任、原龙源电力集团副总工程师陆一川在接受《中国经营报》记者采访时认为，以广东为例，其电力体制改革走在全国最前端，而且广东的电力中长期交易很多，在电力交易“试错”上走得远。

蒙西电网是一个独立运营的省级电网企业，是华北电网重要的送电端，而且区域内存在大量煤电、风电基地，内部电量分配矛盾突出、电力外送需求较大。

再比如浙江，其内部电和外部电的比例都比较高，电价水平在全国也较高，企业对于电价的承受能力和市场意识也较高，是东部发达地区的一个典型。

陆一川表示，甘肃是现在新能源、传统能源负荷、电网之间矛盾最突出、最困难的省份之一，通过建立市场化的现货交易，能否理顺甘肃的电力矛盾，这也将为其他电力富余省份探索出新路径。

按照要求，第一批试点的南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等地，已经在9月8日前，将电力现货市场建设试点第一责任单位及联系人、试点实施工作牵头单位及联系人，反馈国家能源局。

现货交易将促电价机制改革

近期，陕西省物价局发布通知称，实行“一户一表”居民用户(不含居民合表用户)和执行居民电价的非居民用户，可以自愿选择选择执行居民峰谷分时电价政策。

根据价格政策，居民生活用电峰段为每日8时至22时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时加价0.05元，居民生活用电谷段为每日22时至次日8时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时降低0.2元。

另外，每年11月1日至次年3月31日，选择峰谷分时电价的用电量不再执行居民阶梯电价政策。

此前，河北、江苏、山西、山东等地其实都已经先后实行了居民峰谷电价政策，但由于多是自愿原则，参与的电力用户不仅非常少，而且多数用户根本不知道这项政策存在。

但在很多发达国家，峰谷分时电价已经较为成熟。从零售端开启分时点电价的试行，进一步为电力现货交易打开了市场。

“未来电力现货交易扩大，其价格信号也就更强。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉记者，有了真正的电力市场交易，电力商品在不同时间、不同空间的价值将体现出来，未来分时电价、节点电价也将成为趋势。

除了发现价格外，电力现货市场的出现也被赋予了新能源消纳的重任。

清华大学电机工程与应用电子技术系副教授陈启鑫曾撰文称，现货市场或是促进新能源消纳的终极良方。

因为现货市场将形成分时的电价信号， 自然就激励发电企业调峰的信号，即：白天多发电，晚上少发电，因而在深夜风电大发时就主动释放出了新能源消纳的空间。而通过给予发电机组启停调峰的合理补偿成本，更可进一步激励其启停调峰，形成了常规火电与风电的“双赢”局面。不仅如此，现货市场还将激励用户侧在低电价时多用电、多用新能源发出的电。

从2001年起，截至2016年底，我国风电累计并网装机容量1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%。但2013年以来，我国弃风率从10.7%上升到2016年的17%左右，2016年全国弃风量达到497亿千瓦。

“电力市场改革的目的，就是让电力回归其商品属性。” 陆一川认为，现货市场已经存在了20多年，而新能源消纳难题是近10年来才产生的。近5~6年来仅在中国产生并显得很突出。新能源消纳问题的改善可以看做电力市场化产生的好结果之一。“经济环保调度”就是让边际成本更低、更环保的电力先发、先上网。在现货市场条件下，上述目标和市场规则所基于的资源配置的理论基础是一致的。未来电价的升降终将交给市场。

现货交易需配套机制

然而，电力现货市场的建设并非易事，同时风险不小。

清华大学电机工程与应用电子技术系团队曾在2014年的一篇论文中提到，由于电力商品的物理特性，现货市场价格信号会随着不同时间、不同区域供需关系的剧烈变化而频繁变动。

上述团队认为，这就需要市场提供适度的金融手段，以规避风险、锁定收益。在成熟的市场，成员可以参与的金融工具除了现货外，还应该包括期货、期权、远期合约、金融输电权、差价合约等。

而这些金融工具，国内现在还几乎没有。

在陆一川看来，当前的电力中长期交易并不是一种真正意义上市场化交易，而是计划经济的变种：将原来人为计划分配的一部分电量通过竞价的方式，重新竞价的手段重新分配。但基于计划电量分配的运行体系并没有根本变化。

南网科研院能源经济研究所副所长、高级工程师陈政也曾指出，现在中国电力计划与市场双轨制运行。一旦随着发用电计划进一步放开，中长期物理合同刚性执行力度必然受到挑战，阻塞问题会日益突出，月度平衡压力将会扩大。

在本次通知中也提到，电力现货试点方案应充分考虑相关配套机制，包括但不限于：与现货交易机制配套的电力中长期交易机制、输配电价机制、优先发电和购电制度落实机制、可再生能源保障性收购机制、发电企业市场力防范机制、财务信用风险规避机制及市场应急预案等。

在陆一川看来，在电力现货市场的建设步骤上，还应考虑大幅缩减计划电比例，在电力现货试点的同时“试错”，在正式运行之前，还应当进行模拟运行以及试运行，降低电力系统风险以及企业运营风险。