6月26日，随着内蒙古（蒙西）电力现货市场启动模拟试运行，全国首批确定的8个电力现货市场建设试点全部进入试运行或模拟试运行阶段，我国电力市场建设迎来一个重要的节点。

截至目前，8个试点当中已有广东、山东、四川、山西、蒙西等对外发布了较为详细的现货市场建设实施方案或者运营规则及细则。

根据上述实施方案或者运营规则我们可以发现，在市场模式、市场架构、交易品种、交易组织、价格机制等方面，各试点地区既保持了大致的统一，也体现出具体的不同。比如，在市场模式上，有些试点选择了集中式，而有些试点则选择了分散式；在跨省区交易方面，有的试点推出了省间市场，有的则尚未建立省间市场；有的试点在初期尚未开展现货辅助服务市场；在现货价格形成方面，有的试点采用分时节点电价机制，有的试点则于初期采用系统分时边际电价，等等。下面，就让我们对各试点地区的电力现货市场建设情况进行逐一梳理，以发现其中的异同。

体系架构：集中与分散、省内和省间选择各有不同

在构建电能量市场时，各试点均秉持“中长期交易规避风险、现货交易发现价格”的思路，将电能量市场划分为“中长期电能量市场”和“现货电能量市场”。在处理两个市场的关系时，各试点也均坚持“中长期交易为主、现货交易为辅”的原则。

在电力市场模式选择上，各试点则出现了一定的分化，比如，广东、山东、山西试点主要采用“集中式”电力市场模式，省内中长期交易采用差价合约形式，不需要物理执行，仅作为结算依据。而蒙西、四川则采用了“分散式”电力市场模式，中长期交易合约需要物理执行，市场偏差需要通过现货交易予以平衡。

在省内现货电能量市场（本文提及的市场，除明确标明之外，均指省内现货电能量市场）建设方面，广东、山东、蒙西、四川、山西均采用日前市场和实时市场。其中，蒙西在日前和实时市场之间增加了一个日内市场，以日内的后4个小时为周期开展交易。

在省间现货电能量市场建设方面，四川和山西试点已经建立了省间现货市场交易。其中，四川作为水电大省，供需形势复杂，丰水期供大于求，被迫弃水，枯水期受电煤制约整体供应偏紧，因此该省迫切需要大范围跨省调剂电能，尤其需要开展现货交易。而山西试点则是按照“统一市场、两级运作”的整体框架，建立省间和省内电力市场，并且在省间电力市场开展现货交易。

据了解，广东、山东、蒙西3个试点地区尚未开展省间现货电能量交易。广东省外以“点对网”方式向该省送电的燃煤发电企业视同广东省内电厂（机组）参与广东现货电能量市场交易，向广东跨省区送电电量作为广东现货电能量市场交易的边界条件。山东省电力现货市场建设目标和实施步骤显示，该省有关部门正在配合完成省间现货市场体系建设，研究建立省间与省内交易的衔接机制。蒙西试点的跨省交易也仅适用于中长期电能量市场。

在电能量市场之外，各试点除蒙西之外均于市场初期开展了现货辅助服务市场。现阶段，广东试点开展的是调频辅助服务交易，与电能量市场分开独立运行，以日前和实时为周期、采用集中竞争方式开展现货交易；山东试点现阶段继续完善调频辅助服务市场，采用集中竞价方式，与现货电能量市场协调出清；四川省内辅助服务市场交易品种包括火电短期备用辅助服务和AGC调频辅助服务市场，与电能量市场分别优化，独立出清（值得注意的是，四川省内辅助服务市场采用PAB（按报价结算）方式出清）；山西试点辅助服务交易包括省内调频交易、省内风火深度调峰交易（在现货市场建设初期予以保留，以鼓励火电企业进行灵活性改造），允许火电企业参与日前、日内华北跨省调峰交易。

组织申报：以发电侧报量报价、用电侧报量不报价”模式起步

早在2018年8月31日就已启动试运行的广东试点，以“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式起步，组织日前电能量交易，之后再向“双向报量报价”的模式过渡。广东省日前现货市场采用全电量申报和集中优化出清方式，得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时节点电价。实时电能量市场同样采取全电量集中优化出清的方式开展，发电侧采用日前电能量市场封存的申报信息，用户侧无需申报。

继广东之后，多家试点在市场初期也基本沿用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的思路。

山东试点的日前电能量市场也是全电量申报、集中优化出清，形成运行日发电计划和分时节点电价。日内实时平衡机制采用基于日前封存的发电侧单边报价、全电量集中优化出清的方式。

蒙西现货电能量交易主要采用“集中申报、统一出清”的方式开展，通过优化计算得到机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时电价，日前交易按日组织，采用“分段报价、集中出清”的方式。

四川试点日前市场和实时市场均采用“集中竞争、统一出清”的方式。值得注意的是，四川日前市场出清的边界条件充分考虑到弃水期和非弃水期两种情况，弃水期将水电优先电量纳入边界条件，非弃水期将火电优先电量纳入边界条件。

山西试点省内日前市场采取全电力优化、全时空配置、集中优化出清的方式组织开展，以次日全部省内用电需求预测和中长期外送交易结果作为竞价优化空间。省内现货市场预出清，以平衡后的富余发电能力为交易空间，参与日前省间现货交易。在日前发电终计划的基础上，通过省内实时市场调节省内发用电偏差。

价格形成：节点电价或分区电价成为现货市场主流定价机制

通过几份电力现货市场建设试点实施方案或运营规则可以发现，试点地区基本都采取了分时节点电价（分区电价）的定价机制。

广东现货市场采用节点电价机制定价。《广东电力市场基本运营规则》显示，日前市场和实时市场形成分时节点电价作为现货市场电能价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成，系统电能价格反映全市场的电力供需情况，阻塞价格反映节点所在位置的电网阻塞情况。发电企业（机组）以机组所在节点的节点电价作为现货电能量市场价格。售电公司、批发用户以全市场节点的加权平均综合电价作为现货电能量市场价格。

山东现货市场以分时节点电价作为市场价格。发电企业通过市场竞价形成电能量市场价格，以其对应上网节点的节点电价作为现货电能量市场价格；用户侧市场价格为“发电侧加权平均电价”。

蒙西现货市场通过集中竞价的方式形成分时区域电价（或分时节点电价）作为市场电能量价格，市场运行初期以全网统一分时电价作为过渡。

市场初期，四川省内日前市场和实时市场均采用系统边际电价（同时发布分区节点电价，但是在市场初期并不采用）方式定价。

山西现货市场采用分时电价机制，但要求出清模型具备节点电价计算能力，并明确将依据试运行期间电网阻塞情况适时采用分区或节点电价机制。

另外，为综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，以避免市场价格大幅波动，并降低市场风险，上述几个试点地区均采取了限价制度，对市场申报价格和出清价格设置了上下限。

下面列举了各试点区域在现货市场初期的运营情况：

广东

电力市场体系架构：

广东电力市场交易分为批发交易和零售交易。广东电力批发市场采用“电能量市场+辅助服务市场”的架构。其中，电能量市场包含基于差价合约的日以上周期的中长期电能量市场和全电量竞价的现货电能量市场；辅助服务市场包括集中竞价的调频辅助服务市场，以及备用、有偿无功调节、自动电压控制、黑启动等辅助服务补偿机制。

中长期电能量市场基于差价合约开展交易，差价合约具有财务结算意义，不需物理执行。现货电能量市场包括日前市场和实时市场。采用全电量申报、集中优化出清的方式，得到机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时现货电能量市场价格。

现阶段，广东尚未开展省间现货交易。省外以“点对网”方式向广东省送电的燃煤发电企业视同广东省内电厂（机组）参与广东现货电能量市场交易。以政府间框架协议、国家分电计划等形式向广东跨省区送电电量，作为广东现货电能量市场交易的边界条件。视市场发展情况，逐步将框架协议外的增送电量纳入现货市场交易。

现阶段，广东电力辅助服务市场仅开展调频辅助服务现货交易，以日和实时为周期开展，与电能量市场分开独立运行。

现货市场交易组织：

现阶段，广东采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的方式组织日前电能量市场申报，采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。实时电能量市场采用全电量集中优化出清方式开展，发电侧采用日前电能量市场封存的申报信息进行出清，用户侧无需申报。

现货市场价格机制：

广东电力现货电能量市场采用节点电价机制定价。日前市场和实时市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价作为市场电能量价格。

综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，设置市场申报价格上下限以及市场结算价格上下限。

山东

电力市场体系架构：

按交易规模划分，山东电力市场包括批发市场和零售市场。

电力批发市场采用“电能量市场+辅助服务市场”的架构。电能量市场包含日以上周期的中长期电能量市场和采用全电量竞价的现货电能量市场（包括日前电能量市场和日内实时平衡机制）；辅助服务市场包括集中竞价的调频辅助服务市场。

电力零售市场由售电公司与电力用户通过市场化交易形成零售合同。签订零售合约的电力用户由售电公司代理参与电力现货电能量市场和中长期电能量市场。

现货市场交易组织：

山东省日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。在发电侧单边报价模式下，参与交易的发电企业申报量价曲线，电力用户、售电公司申报用电需求曲线，不申报价格。通过集中优化计算，出清形成运行日发电计划和分时节点电价。

日内实时平衡机制采用基于日前封存的发电侧单边报价、全电量集中优化出清的方式，形成实时发电计划和实时节点电价。必要时，采用安全约束机组组合（SCUC）方法进行集中优化计算出清。

现货市场价格机制：

山东试点现货电能量市场采用绝对价格开展交易。现货电能量市场形成分时节点电价作为市场价格。在现货电能量市场中，发电企业通过市场竞价形成电能量市场价格，以其对应上网节点的节点电价作为现货电能量市场价格；售电公司、批发用户的市场价格采用“发电侧加权平均电价”模式。

调频辅助服务市场价格通过集中竞价、边际出清方式形成，与电能量市场协调出清。

综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，设置市场申报价格上下限以及市场出清价格上下限。

蒙西

电力市场体系架构：

蒙西电力市场以中长期交易为主、现货交易为补充。中长期交易包括电力直接交易、跨省跨区交易及合同电量转让交易等；现货交易包括日前电能量交易、日内电能量交易、实时电能量交易。

市场初期，蒙西区域暂不开展辅助服务市场交易。

现货市场交易组织：

蒙西现货电能量市场主要采用集中申报、统一出清的方式开展交易，通过优化计算得到机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时电价。

日前市场，按日组织，采用“分段报价、集中出清”方式，确定次日各市场主体运行方式及计划运行曲线。

日内市场，在日前交易出清结果的基础上，优化各市场主体计划运行曲线，实现日内发用电计划滚动调整。

实时市场，以日内交易出清的计划曲线为基础，以未来15分钟系统调节总成本最小化为目标，进行优化出清。

现货市场价格机制：

蒙西现货交易实行单一电量电价。通过集中竞价形成的分时区域电价（或分时节点电价）作为市场电能量价格。市场运行初期以全网统一分时电价作为过渡。日前市场交易初期以分时边际价格作为全网出清电价。条件成熟后，采用分时区域电价（或分时节点电价）作为日前交易出清电价。市场运行初期对部分交易品种实施限价管理。

四川

电力市场体系架构：

四川电力市场包括省间市场和省内市场。省间市场包括省间中长期市场和省间现货市场（包括日前市场和实时市场）。省内市场包括省内中长期电能量市场（电量以“差价合约”形式参与现货市场运营）、省内现货电能量市场、省内辅助服务市场。省内辅助服务市场交易品种包括火电短期备用辅助服务和AGC调频辅助服务市场。

现货市场交易组织：

参与四川省内现货市场竞价的发电企业在省内日前市场报量报价，在省内实时市场沿用日前市场申报价格。参与省内现货市场的电力用户、售电企业在省内日前市场中报量不报价。在省内日前市场，以全网购电成本最小化为目标进行出清。在省内时实时市场，以全网购电成本最小化为目标，以“集中优化、统一出清”方式，在日前的机组组合基础上对未来每一小时进行优化出清。

省内实时市场出清后，富余水电电量再参与省间日内市场出清。

省内辅助服务市场与电能量市场分别优化，采用PAB（按报价结算）方式出清。

现货市场价格机制：

四川省内日前市场采用系统边际电价定价。以15分钟为时间间隔，出清运行日96点的系统边际电价，同时发布分区边际电价；省内实时市场每小时出清未来一小时以15分钟为时间间隔的系统边际电价，同时发布分区边际电价。

市场初期，设置市场报价限制。

山西

电力市场体系架构：

山西电力市场按照“统一市场、两级运作”的整体框架，以“集中式市场”为基本模式，以中长期交易为主、现货交易为补充。山西省电力市场包括中长期交易、现货交易与辅助服务交易。

现货交易包括日前、实时交易两种省内类型，以及日前、日内两种省间类型。辅助服务交易包括省内调频交易、省内风火深度调峰交易，并允许省内火电企业参与日前、日内华北跨省调峰交易。

现货市场交易组织：

在山西省内日前市场，发电侧报量报价，购电侧报量不报价，采取全电力优化、全时空配置的组织方式，形成日前开机组合、机组发电计划曲线和分时边际电价。在省内日前市场预出清的基础上，参与省间日前交易。

在省内实时市场，以发电侧报量报价、购电侧报量不报价的方式，进行市场滚动出清计算，形成各机组下一个15分钟的发电计划与分时电价。

省内现货市场预出清，确定省内机组开机方式和发电预计划，以平衡后的富余发电能力为交易空间，参与日前省间交易。日前省间与省内现货市场采取“分别报价、分别出清”的方式进行组织。

在风火深度调峰市场，采用火电企业调峰单向报价机制，分三档报价，按由低到高顺序依次调用。风火深度调峰市场与现货市场联合优化、一体出清。

省内调频市场在机组组合确定后单独开展，采取集中竞价方式确定次日系统所需的调频机组序列。市场初期，发电机组不能同时参与调频市场和风火深度调峰市场。

当预计次日电网调峰能力不足、新能源消纳困难时，省内火电企业参与日前跨省调峰市场；当预计次日山西电网调峰能力满足新能源消纳需求时，省内火电企业可自主选择参与华北跨省调峰市场。

现货市场价格机制：

山西试点现货市场采用分时电价机制，要求出清模型具备节点电价计算能力，并明确将依据试运行期间电网阻塞情况适时采用分区或节点电价机制。

为保障现货市场的平稳运行，避免市场价格大幅波动，综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，设置市场申报价格上下限。