導語：目前電力現貨市場的規則依然存在一些問題，不利于儲能和其他靈活調節資源的參與，這些問題可通過更細致、更合理的規則設計解決。只有繼續放開競爭性環節的價格，才能真正實現現貨市場價格發現的作用。

《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（下稱“電改9號文”）印發后，“電改”在我國就成為了熱門話題。后來，浙江省以4000萬元人民幣全球招標電力市場設計與規則編制咨詢服務，更是吸引了眾人目光。浙江省電力市場建設目標是以電力現貨市場為主體、電力金融市場為補充的省級電力市場體系，初期市場擬采用全電力庫模式。可以說，國家對于電力改革的核心期待，就是以電力現貨作為市場交易的核心。在“電改9號文”的配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》中，也明確了需要建立充分競爭的電力現貨市場。一時間，電力現貨市場成為行業“熱詞”，甚至有“非現貨不市場”的說法。

對于像電力儲能這樣的靈活性調節資源，電力現貨市場以及與之相配套的輔助服務市場也是其實現價值的核心途徑。那么，究竟什么是電力現貨市場，它為何如此受期待？對于儲能、需求側響應等諸多靈活性調節資源，在電力現貨市場中又會遇到哪些機遇和挑戰？

現貨市場更能發現電力價格信號

與普通商品相比，電力商品具有顯著不同的特性，主要表現在三個方面：一是電能以接近光速傳送，并且不能大規模經濟地存儲，發、輸、配、用瞬時同步完成，因此電力現貨交易必須時刻保持供需平衡。二是電能輸送不能超過電網最大送電能力，否則會導致設備損壞、電網失去穩定甚至崩潰，因此電力現貨交割必須時刻滿足電網安全約束。三是電能一經上網輸送，量和路徑由物理規律決定，而不由合同決定，并不能“一對一”的實現總量匹配。

以上三個特性決定了電力現貨市場設計與普通商品現貨市場有顯著差異。

“現貨市場”其實來自于美國的“spotmarket”概念，其理論基礎是麻省理工Schweppe教授等人提出的“實時電價”(spotpricing)理論，也就是根據某一小時內的實時電力供需情況決定的電能價格。

一般來說，廣義的電力現貨市場包含以下三個時間尺度：一是日前市場，即現貨市場中的主要交易平臺，以一天作為時間提前量實施，形成與系統運行情況相適應的、可執行的交易計劃。二是日內市場，即為市場主體提供在日前市場關閉后對其發用電計劃進行微調的交易平臺，以應對日內的各種預測偏差及非計劃狀況。三是實時市場，即在小時前組織實施，接近系統的實時運行情況，真實反映系統超短資源稀缺程度與阻塞程度，并形成與系統實際運行切合度高的發用電計劃。

在傳統的發輸配垂直一體化體系中，電價是由行政定價決定的；而在現貨電力市場中，發電機組則按照機組不同出力段的邊際成本報價。所謂邊際成本就是在滿足不同設備和資源運行特性和約束條件的情況下，在某一節點增加單位負荷需求時的成本增量，即代表在某時間、某地點消費“多一度電”所需要增加的成本。根據描述，我們可以看出節點電價能夠反映電能在不同時刻、不同地理位置的價值，體現電力生產和電網傳輸的稀缺程度。相比于計劃屬性較強的大用戶直接交易和中長期交易，現貨市場能充分反映不同時段、不同地點的邊際發電成本和電力供需，從而更好地發現電力價格信號。

需盡快確立輔助服務市場規則

2017年，國家發改委選擇了廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區作為第一批現貨電力市場試點區域。

其中，廣東的試點工作一直走在全國前列。尤其是在2019年5月和6月，廣東進行了國內首次電力現貨市場試運行，這次結算的結果在很大程度上反映了現階段廣東電力現貨市場設計的一些特點，試運行中出現了一些讓人出乎意料的結果，和人們想象中現貨市場“應該有”的效果截然不同。雖然試運行并不盡如人意，但其經驗依然值得很好地總結。尤其是峰谷電價差在現貨市場條件下的變化，作為儲能最根本、最核心的盈利模式，值得業界人士關注和思考。

從峰谷電價到現貨市場價格，電價體系發生實質性改變

在電力現貨市場實施之前，全國的工商業用戶施行的是峰谷分時目錄電價，發電側也有相應的上網電價，均由各地物價局進行統一定價。從2016年開始，廣東開啟了售電側的改革，引入了中長期交易概念，也就是電廠與終端用戶可以簽署雙邊購電合同，定價方式采取“價差模式”，也就是發電側和用戶側購電電價均是在之前上網電價和分時目錄電價的基礎上加上協商的價差，分時價格的體系實際上并未發生變化。而現貨市場電能價格基于節點電價和線路阻塞，會給電價體系帶來實質性改變。

現貨市場的峰谷價差暫低于目錄電價的峰谷差

在2019年5月中的兩天，以及6月中的四天，廣東電力現貨市場進行了交易試運行的結算，其中的一些數據結果很值得分析。

從運行的數據來看，最明顯的變化來自于現貨市場的峰谷電價差，相比原目錄電價的702元/MWh，現貨市場試運行的價格高峰與低谷價差僅為253元/MWh，較原目錄峰谷電價差降低了約63%。

為什么現貨市場試運行時期峰谷電價差比之前目錄電價峰谷差反而更小呢？主要有以下幾點原因：

一是廣東的電力供應本就處于供大于需的狀況，現貨市場試運行又只是開放部分市場，所以造成電價較低，尤其是峰值價格變低。二是用戶側采用全網加權平均的節點電價計算方式，發電側節點電價傳導至用戶側后，所有負荷的最終結算電價是統一的加權平均電價，相當于對發電側的競爭結果進行了平滑，使得價格波動被平抑，導致峰值電價不高。三是規則中設立的發電側報價上限、市場出清上限偏低（市場申報上限為0.665元/KWh，下限為0元/KWh，市場出清上限為0.8元/KWh，下限為0.07元/KWh）。

除了以上三個原因，現貨市場規則下的中長期交易價格和輸配電價均未考慮峰谷特性，也是一個原因。在目錄電價時代，峰谷平電價中的能量價格和輸配電價，其實相當于都按照峰谷比例進行了折算，包含了時間特性。但在目前的現貨市場模式下，輸配電價只是一個固定價格，只在不同區域有所差別，并沒有考慮時間上價值的差異性。

現貨市場的價格差反而沒有目錄電價的峰谷差高了，這個結果是有一些顛覆性的，當然，以上僅僅是基于試運行日的數據，樣本有限，也沒有考慮補貼等“市場外”因素的影響。并不能就把這次的結果看成長期的結論。隨著現貨市場的逐步放開，今后市場規則還有改進和調整的空間。但中長期交易和現貨市場是相互影響的關系，目前的日前和日內現貨對今后的中長期交易電價有一定的指導意義，應該重視這樣的信號和其背后的原因。

某些負荷調整彈性高的用戶，參與電能量市場所獲紅利會縮小。

如果現貨市場下的峰谷價差反而小于目錄電價時代的價差，那么，對于那些負荷變化彈性比較強，可以進行峰谷負荷調節（例如夜間生產）的用戶來說，在電能量市場中所獲得的價格紅利反而不如那些無法進行負荷調節的用戶，這一點是不合理的。

對于儲能或者其他的靈活性調節資源，如果電能量市場上獲得的紅利縮小，理論上還可以通過參與輔助服務來獲取收益，所以還需要盡快確立與現貨市場相配套的輔助服務市場規則，同時，規模較小的用戶側儲能參與輔助服務還需要聚合商以及虛擬電廠等概念和技術的成熟，在目前來看還比較難以預測。

儲能發展離不開完善的市場環境

按照廣東試運行的現貨市場價格，用戶側儲能業務會受到極大影響。在目錄電價時期，如果電儲能每充放一度電可獲得的價差能大于0.7元（全國工商業目錄電價差較大的地區），基本可以說是具有經濟回報的，但投資方還需要和用戶對這個收益進行分成。如果最大價差縮小，有可能使儲能項目徹底失去收益可能性，使得資本失去投資靈活性調節資源的意愿。

顯然，僅僅名義上的“電力現貨市場”運行并非就可以讓儲能，包括其他所有的靈活性調節資源高枕無憂。任何設計細節上的問題都會使市場中的主體損失巨大。各種資源的優化配置，在電力系統最優化運行的條件下獲取合理的市場收益還需要更合理、細致的頂層設計。

在具體措施層面，目前可以考慮引入尖峰時刻的高價機組（包含儲能系統）補貼，由所有尖峰用電用戶分攤，可以借鑒加拿大部分地區的GlobalAdjustment規則，即用戶在電網高峰時段進行用電消費需要付出更高的額外代價，并且在輸配電價和中長期價格中同樣引入峰谷時段的相關系數，理論上可以有效地放大峰谷差，只有峰谷差價越大，才越有利于鼓勵靈活性資源參與電力系統的優化運行。從更廣義的層面講，任何電力市場規則設計都應該本著電力系統優化運行，并且所有調節資源都能公平競爭、充分發揮作用的角度去考慮。

在現貨市場初期，考慮到售電公司和批發用戶更容易參與市場，在用戶側采取全省統一節點電價的方式是可取的，但長遠來看，用戶側的結算電價應逐漸由全省統一節點電價過渡到同一地市統一節點電價，最終過渡到物理層面不同的電力網絡節點不同節點電價。因為采取節點電價的真正目的和意義是產生價格信號引導作用。

總體而言，現貨市場試運行的結果表明，目前的規則依然有一些問題，不利于儲能和其他靈活調節資源的市場參與，而這些問題其實是有可能通過更細致、更合理的規則設計來解決的。只有繼續放開競爭性環節的價格，才能真正實現現貨市場價格發現的作用。

儲能的發展離不開市場大環境的持續完善。在具體的實操層面，如何統籌考慮市場對源網-荷端的影響；如何體現市場公平競爭，進而最終達到保障儲能收益；是否需要采取一些“市場外手段”（例如補貼）來緩解價格體系變動帶來的影響，并保證某些對電力系統運行有益的主體權益；輸配電價如何與電力市場交易進一步匹配等等，都是需要仔細考慮的問題。