中发9号文提出“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。电力现货市场建设作为新一轮电力体制改革的关键任务，推进情况备受瞩目。

2019年6月底，全国八个现货市场试点省份全部进入试运行，标志着我国电力市场建设迈上新的台阶。

山西省作为我国能源大省和中央确定的能源革命综合试点省份，2017年8月被确定为全国首批八个现货市场试点省份之一，2018年12月27日启动现货市场试运行，并于2019年7月18日开展完整的按日调电试运行，为我国电力现货市场建设积累了宝贵的经验借鉴和参考。

运行平稳有序，结果符合预期

山西省电力现货市场于2018年12月27日正式启动模拟试运行。2019年7月18日，山西电力现货市场开展首次调电试运行（不结算），对现货市场规则、技术支持系统和市场主体准备情况进行了测试。从试运行情况来看，山西电力现货市场运行平稳有序，市场出清结果符合预期目标。

过去半年中，基于山西省电源结构、网架布局、外送型电网等特点，相关部门经过多轮研讨和意见征询编制形成了包括《山西省电力交易深化方案》《山西省电力现货市场试点建设方案》两项方案和《山西省电力市场运营基本规则》等10项规则细则的“1+1+10”山西电力市场方案规则体系。模拟试运行期间，持续分析市场交易申报及成交情况，广泛征求市场主体和专家意见，修改完善相关条款。

当前，山西电力现货市场技术支持系统具备市场申报、市场出清、节点电价计算、基础电量分解、典型曲线生成、统计分析展示等10余项核心功能，实现与调度、交易、财务、营销等系统的数据交互。山西电力现货市场技术支持系统顺利通过模拟试运行测试和调电试运行的实践检验，后期将进一步完善相关功能。

截至2019年7月，市场采用课程讲授与模拟实操相结合的方式，举办了3期现货市场培训班，基本实现省内参与市场交易的发电企业、售电公司、电力用户全覆盖。在7月份的模拟试运行中，火电企业参与申报比例达到90%，用户申报比例达到70%，新能源企业全部参与现货市场。

因地制宜为纲，打造“双优型”市场

山西省属于典型的外送型电力市场，煤电占比高，新能源机组增速较快。基于电网运行特点和实际需求，山西以“全电力优化、新能源优先”为核心原则，设计了发电侧竞争、用户侧参与、统一平衡的“双优型”现货市场。

“双优型”现货市场的特点之一，是采用全电力集中优化的现货市场模式。

从国外成熟电力市场运行实践来看，电力市场主要分为以美国为代表的集中式和以欧洲为代表的分散式两种模式。分散式模式主要适用于电网阻塞少、新能源占比低、有大量灵活调节机组、市场化程度高的国家和地区。相比之下，集中式模式能够同时兼顾电力商品的物理属性和市场运行的经济原则，集中竞争下的市场效益和资源配置效果更佳，市场价格信号更完整和准确，也更适应国内统一平衡的调度生产体系。

山西电源结构中煤电机组占比超过70%，供热机组、清洁能源机组占比高，电源侧灵活性调节能力不足。同时，山西电源与负荷呈现逆向分布的特点，随着大量新能源机组在北部的接入，“北电南送”潮流将进一步加重。为此，山西电力现货市场采用全电力集中优化模式，中长期合约仅作为结算依据管理市场风险，能够充分释放现货市场优化配置电力资源的空间和能力，实现电网运行和市场交易的有机结合，有利于保障电网安全运行和促进清洁能源消纳。

“双优型”现货市场的另一个特点，是新能源机组“报量不报价”参与市场。

现货市场具有能够兼容新能源出力波动性强、预测难度大、发电边际成本低的特点，对于促进新能源消纳具有重要保障作用。在现货市场的竞争机制下，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，同时通过现货市场的价格信号引导火电企业主动调峰，优化统筹全网调节资源，能够有效促进新能源消纳。

目前，山西省新能源装机容量占比已超过30%，新能源并网容量仍处于快速增长期。为实现能源绿色转型发展，山西在电力现货市场建设中充分考虑促进新能源消纳的要求，并基于“全电力优化、新能源优先”原则，提出市场初期新能源机组按照“报量不报价”的方式参与现货市场，保证清洁电能优先出清。待市场成熟后，再逐步过渡至新能源机组按照“报量报价”的方式参与市场，并适时开展可再生能源配额约束下的现货市场交易。

构建发用双边电力现货市场能够将现货市场分时价格信号有效传导至用户侧，使发电侧价格和用户侧价格产生联动，不仅可以有效防范市场力，同时能够引导用户改善用电行为、提升用电友好性，及时响应价格信号调整用电特性，对平抑现货市场价格飙升、提高电力系统运行的可靠性和经济性产生一定积极作用。随着我国售电侧改革的深入推进，售电公司、综合能源服务公司、需求侧响应、储能等多元化用户侧市场主体不断涌现，售电市场日益活跃，用户侧主体对于参与电力现货市场意愿强烈。

考虑到电力现货市场运行规则复杂、市场成员曲线预测能力有限，山西提出市场初期用户侧主体通过“报量不报价”方式参与市场，保证市场平稳启动，鼓励用户侧主体不断提高曲线管理能力。待市场成熟后，逐步向“报量报价”方式过渡。

除了“双优型”机制本身，试点还建立完整配套机制为现货市场保驾护航。

电力现货市场运行十分复杂，与电网实时运行紧密关联，并且市场交易结果将对市场主体利益格局产生较大影响。除了市场交易核心规则外，电力现货市场的高效运作和平稳运行离不开风险防范、市场监管、信息披露等配套机制的保障。为防范和把控现货市场运营风险，山西在推进现货市场建设过程中，同步构建了现货市场监管指标体系、信用评估体系、市场力检测体系与信息发布机制，为现货交易营造了公开透明的市场环境，为现货市场平稳启动、防范市场运行风险、能源供给安全提供保障。

全国市场将提速，山西经验值得推广

新一轮电力市场化改革启动以来，我国电力市场建设取得了令人瞩目的成绩。电力市场化交易电量规模不断攀升，改革红利惠及广大用户。2019年上半年，国家电网有限公司经营区域市场交易电量8026亿千瓦时，同比增长24.6%。其中，电力直接交易电量6242亿千瓦时，电力用户用电成本166亿元。积极发挥了市场机制作用，提高了清洁能源消纳水平。2019年上半年，省间清洁能源消纳1902亿千瓦时，同比增长6.7%。

近期，国家发改委、能源局密集出台《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》等政策文件，标志着电力市场建设将进一步提速。当前，第一批八家电力现货市场试点已进入模拟试运行。

与国外电力市场相比，我国面临煤电装机占比高、清洁能源快速发展、电网结构不断变化、计划与市场双轨制等国情和形势，电力现货市场建设难度和复杂程度空前。因此，电力现货市场建设试点总体上应坚持“稳妥推进，逐步推广”的原则，根据模拟试运行情况持续完善第一批电力现货试点省份的市场规则和技术支持系统，将市场规则完善、运转情况良好的省份作为现货市场建设样板地区，形成较好的示范效应，并逐步将试点经验推广至其他地区。

下一步，电力现货市场建设重点还需要关注以下三方面。

第一，统筹推进中长期交易和现货市场建设。

中长期交易与现货交易共同组成了完整的电力市场体系，中长期交易稳定市场供需和价格、帮助市场主体规避风险，现货交易提高市场竞争效率、与中长期交易共同促进价格发现。其中，现货市场临近电能实时交割，是电力市场实现物理和经济特性有机结合的重要环节。因此，系统性的电力市场设计应该从现货市场入手，再围绕现货市场设计中长期、辅助服务市场，形成完整的电力市场体系。

目前，各省开展的中长期交易主要是在现货市场建立前、基于原有大用户直接交易所形成的交易机制。对于正在开展电力现货市场试点的省份和地区，需要尽快对中长期交易规则进行修订，确保中长期交易与现货交易的有序衔接，共同构建统一开放、竞争有序的电力市场体系。

第二，妥善做好计划向市场的过渡机制设计。

我国经济较快发展，正处于从计划向市场转轨过程中，市场经济环境仍不完善。为防止电力市场价格波动给国民经济和社会稳定造成较大影响，政府计划需要逐步被市场交易所取代，我国电力市场会长期存在“市场+计划”双轨制。如何实现计划向市场的平稳过渡是当前市场建设中亟需解决的重要问题。从国外电力市场建设经验来看，政府授权合约机制、建立发电企业搁浅成本处理机制是普遍采用的过渡机制。考虑与我国优先发用电制度的衔接，可探索建立政府授权合约机制，覆盖优先发用电和暂未放开的计划电量部分。同时，应尽早开展发电企业搁浅成本测算并研究提出解决方案，避免搁浅成本对电力市场规则设计产生干扰，保障电力市场平稳有序发展。

第三，合理引导可再生能源参与电力现货市场。

目前我国实施的可再生能源上网电价加固定补贴模式，难以有效激励可再生能源企业降低成本、改进技术，并且会增加政府补贴负担。推动可再生能源参与电力现货市场竞争是解决当前新能源消纳困境的重要途径。

考虑到我国可再生能源产业仍需要政策扶持，可参考英国经验，建立针对可再生能源的差价授权合约机制，可再生能源通过竞拍获得差价合约保障，在此基础上参与电力现货市场竞争获得收益，竞争收益不足的部分由政府补足，超出合约的盈利部分返还政府，可以实现在合理控制补贴总额的基础上，最大化促进清洁能源发展。