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主要特征
统一性。现货市场是由各地现货市场组成的有机整体,不存在市场分割,且按照统一规则、标准和监管等整体运行。
开放性。允许不同类型的经营主体自由参与现货市场。各地现货市场相互开放,电力商品能够在更大范围自由交易。
竞争性。经营主体能够及时、全面和准确地获得各类信息,公平参与市场。供需双方通过竞争方式确定市场交易量和价格。
有序性。经营主体在现货市场规则下开展经营活动,确保市场运行有序。同时,经营主体在监管体系下开展市场交易,确保市场监管有序。
合理性。电力现货市场设计遵循了电力系统运行规律和市场经济规律,被各个经营主体认可,具备可行性。
高效性。电力现货市场能够促进资源优化配置,提高资源利用效率。同时降低交易成本,提高市场交易效率。
激励性。通过现货价格信号激励发电企业调整出力,实现资源最优配置。同时激励用户移峰填谷,促进新能源消纳。
融合性。国家、区域和省级现货市场能够相互融合,提高资源配置效率。同时,能与碳市场等外部市场融合,提高市场整体效率。
面临挑战
市场规则有待健全。部分地区交易时序、交易组织、交易流程等规则不合理,影响了现货市场健康发展。不同地区交易模式、交易品种、交易结算等规则不统一,制约了跨省跨区现货市场交易。
市场衔接有待加强。现货市场与中长期市场、现货市场与辅助服务市场、现货市场与绿证市场、现货市场和碳市场、省内现货市场与省间现货市场等衔接还不顺畅,降低了电力资源配置效率、影响了现货市场高效运行。
市场活力有待释放。大部分地区仍然实施“双轨制”模式,导致竞争不充分、资源配置扭曲,降低了市场活力。省间壁垒、输电通道不足等限制了电力资源在更大范围内优化配置,抑制了市场活力。
市场功能有待完善。与新能源、新型电力系统特性相适应的现货市场机制缺失,影响了能源绿色低碳转型。现货价格信号的引导功能需要强化,以便释放更多灵活性资源、引导电网优化投资等。
系统成本有待疏导。新能源大规模并网后,导致接入成本、平衡成本、备用成本等系统成本快速上升。按照“谁受益、谁承担”原则,电力用户应当分摊部分系统成本,然而,该成本未能通过现货价格传导至电力用户。
价格机制有待深化。省内现货价格需要真实反映成本,避免价格扭曲,但部分地区的负电价已严重背离发电成本。省间现货价格形成机制未能和省内现货价格机制有效衔接,影响了资源配置效率。
风险防控有待增强。随着电力现货市场改革的推进,经营主体面临电价波动、收入不确定、交易规则变动等诸多风险,如何建立有效的风险防控机制,助力经营主体规避不同类型风险,成为当前急需解决的难题之一。
监管水平有待提升。现货市场监管主要存在如下不足:一是新型主体的法律地位和权责界定不清晰;二是信息披露不全面、不及时;三是部分地区存在过度干预市场行为;四是监管职能分散,导致监管效率损失。
应对策略
优化现货市场顶层设计。首先,现货市场设计要满足安全、清洁、低碳、灵活等多重目标。其次,现货市场设计要适应新型电力系统运行规律。第三,现货市场设计要兼顾不同主体利益诉求,营造更加公平的竞争环境。最后,现货市场设计要注重系统性、整体性和协同性,将中长期市场、辅助服务市场、容量市场等纳入一体考虑、协同设计。
构建统一电力现货市场。建设统一电力现货市场,需要在推进各地电网互联互通和基础设施设备升级的基础上,重点做好七个统一:一是市场交易规则的统一;二是市场基本制度的统一;三是交易数据标准的统一;四是交易平台标准的统一;五是运营技术标准的统一;六是市场服务规范的统一;七是市场监管体系的统一。
加快不同市场有效衔接。首先,开展高频次中长期分时电力交易,促进中长期和现货市场衔接。其次,通过调频和现货电能量市场联合出清,实现辅助服务市场与现货市场衔接。第三,建立联合调度、价格联动等协调机制,推进省间和省内现货市场衔接。最后,通过价格传导机制、区块链技术等,推动碳市场、绿证市场和现货市场衔接。
提升现货市场适应能力。一方面,提高适应新能源的能力。优先组织集中式新能源参与日前市场,需求不足部分再由火电通过日前市场满足。针对分布式新能源,通过虚拟电厂或微电网开展供需内部交易,余缺部分再参与日前市场交易。另一方面,提高适应其他新型主体的能力。建立反映新型主体成本和价值的现货市场交易机制。
合理传导新增系统成本。按照“谁收益、谁分摊”原则,新能源企业和用户需要承担促进新能源消纳的新增系统成本。除自身承担部分系统成本外,还可借助金融手段转嫁部分系统成本。通过绿色投资资金、绿色金融债券、资产证券化、股权融资等方式,将部分系统成本传导至投资者,促进电力现货市场健康发展。
完善现货价格形成机制。首先,将部分系统成本纳入新能源报价之中,合理反映新能源真实的边际成本。其次,引导用户报量报价,合理反映真实供需关系。然后,合理设置交易报价上限和下限,释放准确的现货市场价格信号。最后,建立省间现货和省内现货价格联动机制,进一步优化资源配置效率和促进清洁能源消纳。
加大市场风险防控力度。首先,通过源网荷储技术和机制创新等,规避电力供需不平衡风险;其次,加强申报电量、电价、交易行为等监测、防范市场风险。然后,建立电力期货、期权等金融市场,对冲现货市场价格波动风险。最后,通过构建信用评价体系、规范交易行为等,降低经营主体合同履约风险。
健全现货市场监管体系。首先,加强法制化市场监管,明确新型主体的权责和行为规范等。其次,建设智慧监管平台,推动监管标准化、规范化、数字化和智能化建设。然后,推进信用监管,提升现货市场监管效率,促进电力行业信用体系建设。最后,推动协同监管,加强能源局与发展改革委、财政部等部门的深度协作。
(作者系华北电力大学经济与管理学院教授、博导)
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