电力现货市场是现代电力市场体系的重要组成部分，也是改善面向市场交易的关键步骤。在新一轮电力体制改革背景下，现货市场被视为中长期交易与实时运行的重要衔接环节，成为业界关注的重点话题。

2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展电力现货试点。

自我国电力现货市场建设试点工作启动以来，多地在探索中不断实践。记者了解到，2020年，电力现货市场建设进入了高潮期，8个试点地区全部开展整月结算试运行，电力现货市场进入了“真金白银”的财务结算阶段，我国电力市场化改革迈出重要一步。

那么，当前我国电力现货市场建设进展情况如何？还面临哪些挑战？

华北电力大学能源互联网研究中心王永利在接受记者采访时表示，随着我国构建以新能源为主体新型电力系统的提出，电力现货市场的建设进程也进入到深水区，在适应性与有效性上仍然面临着许多新挑战，如市场范围不断扩展、交易主体数量激增与类型多元化，以及可再生能源接入带来的现货价格降低和电力系统形态变化等。

“总的来看，电力现货市场建设在降低全社会用电成本、提高市场主体自主性、促进资源优化配置和助力双碳目标实现等方面具有重要意义。”王永利认为，现货市场能够还原电力的商品特征和属性，真正起到价格发现和完善资源配置的作用。

具体而言，一是减少用户用电成本，实现资源优化配置。在现货市场中，发电企业的中长期电量可由价格更低的机组代替发电。进而达到低成本机组完成高发电量，高成本机组完成低发电量，实现资源优化配置，促进用户用电成本降低。

二是促进清洁能源消纳和双碳目标实现。在现货市场环境下，各发电主体首先进行市场主体报价，这一市场竞争过程将推动能源供给侧的优胜劣汰，具有低边际成本、清洁优势的机组在市场中占据竞争优势，可以推进清洁能源消费和吸纳，减少能源供应碳排放。

三是推进市场价格发现，充足发挥市场作用。在电力现货市场中，电力具有了时序价格和位置信号。另外，在中长期电力交易中可以以现货市场为基础来准确发现价格，使得电力具备商品属性，进而在电力资源配置中促进市场对其产生决定性作用。

四是提高市场主体灵活性和自主性。在电力市场中，所有相关方都可以更多地参与调度计划，并拥有更大的自主权。还可以以价格信号的方式优化以及调节机组的运行模式，提升运行效率，更好地进行成本的控制。

“当前，各试点现货市场已经陆续完成了几轮结算试运营，其建设对电力系统的影响已经逐步显现。”王永利认为，电力现货市场建设是一个循序渐进的过程，在未来推进中仍需要在市场运营技术、定价机制、电力金融市场等方面不断完善。同时，售电公司也需要在风险对冲机制、预测能力、人才培养等方面与现货市场建设做好衔接。

对此，针对下一阶段电力现货市场发展，王永利提出七方面建议：

一是加速制定可再生能源发电参与现货市场交易规则，拓展市场交易资源范围。发电侧无论是煤电还是气电，都有成本压力，不如可再生能源发电更具优势。因此，加速制定可再生能源发电参与现货市场交易规则，建立完善的可再生能源发电参与现货市场交易体系，使得可再生能源发电充分参与现货市场交易，不仅有利于消纳资源，促进双碳目标实现，更有利于减少火电的市场交易，降低售电公司的购电成本，提高利润。

二是完善电力现货市场管理体系，提高协同运营水平。以广东为例，其电力现货市场试运行3年，尚处于初始发展阶段，电力现货市场管理体系还需进一步完善，应公正、公平、科学地披露交易规则、交易公告、容量补偿、相关市场成交信息等，保证各市场主体在交易上的规范性，形成政府、电网公司、发电公司、售电公司和其他实体有效互动、相互协调的格局，以协同运营促进电力现货市场良性发展。

三是引入市场价格机制，提高交易水平。电力现货市场的基础是健全的定价机制。在电力现货市场中，输配电价是固定的。再以广东为例，其电力现货市场的定价机制、竞价优化、出清方式还需要进一步完善，从交易计划与实际运行之间的偏差切入，在价格上引入市场机制，建立健全与现货市场衔接的用电侧电价调整机制，而非单一的输配电价方式，从而逐步解决用户侧价格双轨制问题，在以现货市场价格信号引导供需双边互动实现的同时，进一步推进零售市场、储能、需求侧响应新业态的快速发展。

四是大力发展电力金融市场，充分发挥“压舱石”作用。中长期市场交易是现货市场风险有效规避的手段。售电公司签订的中长期电量协议并不能够完全保证所分解的合约电力在电力实时运行中完全执行，还需要参与现货市场。为应对或降低电力供需紧张、市场力滥用、价格波动等市场风险，售电公司应通过中长期交易进行避险。因此，在电力现货市场建设推进的同时，还应加速发展电力金融市场，为市场参与主体提供多种金融工具的支持，如电力远期合约、电力期货、金融输电权交易、套期保值、保底限价对冲等，使得现货市场与中长期市场在价格上有效耦合，规避价格差异，充分降低市场参与者的风险。

五是建立售电公司风险对冲机制，设计多种情景下的风险对冲方案。售电公司参与电力现货交易时，一是要对风险进行预判，结合环境因素、政策因素、经济因素、补贴机制等方面，识别未来的一年中现货市场可能存在的风险；二是要度量风险，要考虑市场价格波动带来的各种风险以及评估不同风险程度情景下的盈亏情况；三是要完善售电公司风险对冲机制，设计不同风险程度情景下的风险对冲方案，通过组合电力金融衍生品降低风险，在遇险时，能够快速启动对冲方案，及时止损。

六是提高预测能力，增强企业核心竞争力。在电力市场中存在着两种预测，一种是负荷预测，另一种是价格预测。售电公司要加强具有电力市场和金融知识背景复合型的交易人才的培养，提高对负荷、对运行日的日前价格和实时价格预判的精准性，根据预测的用户用电量签订中长期合约电量，从而提升售电公司的核心竞争力。

七是优化用电侧的资源配置，灵活应对现货市场变化。一方面，探索不同用户的柔性负荷调节能力以及可签约合作方式，采用差异化定价策略改变用户用电行为，降低峰谷差。通过用电侧的资源配置优化，灵活应对现货市场的价格波动。市场参与主体则可以利用现货市场在需求响应等环节获取收益。另一方面，开发综合能源管理系统，对签约用户的用电信息进行深度挖掘，有效推动“源—网—荷”互动协调。在实现用户节能降本的同时，也通过合同实现与用户的利益共享，间接降低市场价格波动带来的一定风险。

“站在新一轮电力市场化改革第二个五年的起点，回首电力现货市场建设进程，我国现货市场建设已经取得了不错的进展。但这只是改革进程中的‘阵痛期’，我国一定能够建立起电力现货为核心的现代电力市场体系。”王永利总结道。