6月1日，蒙西電力現貨市場“單軌制”模式開啟結算試運行。作為全國首個“單軌制”電力現貨市場，蒙西在新能源參與現貨市場、用戶側分區域結算、設置特定的風險防范機制等多方面開展機制創新。此外，蒙西的現貨市場規則中，出現了許多不同于我國其他現貨試點的設計，如不開設日前市場、采用用戶側分區節點加權平均價而非發電側節點加權平均價作為參考結算點價格等。這樣的設計究竟是利是弊?是否符合電力市場設計的經濟原則和一般規律?與我國現階段電力市場發展水平是否相適宜?本刊記者針對業內關注的焦點問題采訪了華北電力大學教授、博士生導師，現代電力研究院院長張粒子。張粒子表示，蒙西電力現貨市場的規則設計總體來看比較符合集中式電力市場規范，充分考慮到了自身的實際需求和發展階段，規避了優先發用電計劃和價格帽對電力現貨市場的直接影響，簡單并切實可行。但后續隨著市場的持續運行和發展，還需不斷完善市場體系和機制。

　　市場設計四個突出特點

　　此次結算試運行前，蒙西電力現貨市場經歷了大約一年的暫停。一年的積淀與蓄力，將蒙西的電力現貨市場推向了新的起點，新的市場規則也迎來了業內的高度關注和廣泛討論。

　　張粒子認為，與國內其他現貨市場相比，蒙西電力現貨市場的規則有四方面突出特點。其一是可再生能源也全部進入現貨市場，發用電雙側按照現貨市場價格結算，避免了發電側市場“雙軌制”和發用電兩側現貨交易曲線不一致，帶來的現貨與中長期結算邏輯不清、現貨市場結算不平衡資金量大且不合理的問題，以及日前和實時市場雙結算給優先發用電計劃結算帶來的額外資金不平衡問題;其二是蒙西電力現貨市場日前預出清不結算，實時市場出清結算，避免了在執行優發優購政策下，日前與實時市場價差帶來的結算不平衡資金和售電公司投機機會問題;其三是采用用戶側節點加權平均得出西部價格和東部價格作為參考結算點價格，有效體現出電能的用戶側空間價值屬性;其四是市場出清過程中價格形成真實透明，但在結算環節將政府干預以整體風險防范機制寫在結算規則里。

　　張粒子進一步對以上亮點進行了解釋。近期，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改﹝2022﹞129號)指出“加快推動各類型具備條件的電源參與現貨市場”。電力現貨市場是電力資源短期優化配置的市場機制。就集中式電力市場而言，現貨市場實質上就是基于各個電源短期變動成本的日前機組組合和實時經濟調度問題;如果不能實現各類電源在電力現貨市場競價上網，就不能實現經濟調度，建立電力現貨市場就沒有實質性意義。而各類機組的綜合發電成本不同，過去所執行的電價政策存在差異，可以通過政府授權差價合同等政策來解決，不是煤電之外的電源不能進入現貨市場的合理理由。

　　盡管不同成本的機組在市場同臺競爭存在一定的風險和難度，但在市場思維的角度下，各類電源提供的電能是同質的，對于用戶用電并無差異，理應全電量競價，各類電源在電能量市場上不能回收的容量成本，應該通過輔助服務市場和容量成本回收機制來得到補償，而基于綜合成本導向的定價方式已經不再適應電價市場化改革的形勢與需求。尤其是當前新能源發展勢頭迅猛，在電力系統中成為高比例電源只是時間問題，進入市場已是必然選擇。“即便是電源結構相對復雜的地區，也并不意味著發電側全面進入市場是無解的難題，比如增加容量成本補償機制，或在結算環節采取風險防范機制，進行二次分配等都是切實可行的辦法，關鍵在于是否具有推動市場進一步放開的決心。蒙西的可再生能源占比高，規模大，放開可再生能源全部進入現貨市場，是推動各類電源全面入市的重要一步，走出這一步需要勇氣，也需要智慧。”張粒子說。

　　和多數現貨試點的設計不同，蒙西現貨的日前市場生成的是預出清結果，只確定次日機組組合，不參與結算。一些觀點認為沒有日前市場會嚴重影響用戶響應現貨的價格波動，張粒子對此提出了相反的觀點。“我國一些電力現貨試點學習美國PJM市場模式，設置日前市場，但并沒有考慮到我國電力市場的實際情況。我建議現階段我國現貨市場只要是集中式市場，都應采取日前市場預出清，即只確定機組組合但不結算的做法。主要原因在于現階段有大量優發優購中長期合同和電網公司代理購電合同，這些中長期合同如果與日前市場對沖風險，而日前市場和實時市場又存在價差，這些價差帶來的損益如何界定是否合理?同時，由于優購用戶和電網公司代理購電用戶的負荷占系統總負荷比例較高，日前市場采用系統負荷預測曲線作為需求，直接參加現貨市場的大用戶和售電公司在日前市場申報的電力需求量對日前市場出清價格幾乎沒有影響，但會通過日前市場申報購電量的策略實現價差套利。”張粒子說，“市場并不是不允許投機套利，但我國電力市場的用戶側存在大用戶自申報、售電公司代理申報和電網代理購電不申報三種入市方式，三類市場主體參與市場交易的目的不同，電網企業代理購電是被動地參與市場交易，這樣就容易使一些主動交易者從日前市場與實時市場的價差中套利，而由此也造成一部分現貨市場結算不平衡資金，需要由所有市場主體分攤。因此，從我國開展電力現貨試點之初，我便一直倡導日前市場預出清，而非出清結算。我國電力市場建設處于初級階段，借鑒國外市場設計是起步階段的必經之路，但需要結合我國實際情況科學合理地選擇市場模式和設計市場規則。”

　　蒙西電網東西狹長，資源與負荷空間錯配，電網結構相對松散，內部阻塞較為嚴重。為了充分體現出電力的空間價值，體現電能量在用戶側的空間信號，蒙西的參考結算點價格并沒有按照其他現貨試點做法，以發電側節點加權平均價作為用戶側參考結算點價格，而是采用西部用戶側節點加權平均價格和東部用戶側節點加權平均價格做參考結算點價格。蒙西市場以包呼斷面為界分成東、西部兩個價區，使市場用戶合理分擔成本，引導產業布局根據價格信號自主調整。張粒子肯定了這一做法，認為從長期看，這將有利于促進蒙西電力系統整體效率的提升。

　　蒙西現貨規則在市場出清中沒有采用如壓低限價、優先出清等控制價格的手段，價格形成公開透明，價格信號真實有效。但為防止市場主體發生超額收益或過度虧損的情況，蒙西現貨市場在結算環節設置了特定的風險防范機制：將政府干預以發電側、用戶側、可再生能源整體風險防范的形式，寫在結算規則里，市場費用正常向主體發布后，將觸發風險防范的部分進行調整。張粒子認為，在市場起步階段這樣的設計是比較合理的。“如果通過給現貨市場設置較低的價格上限來控制市場風險，那么價格信號便很難反映真實的供需情況。蒙西現貨市場的價格上限是5.18元/千瓦時，從最近的出清情況來看市場高價遠未觸及上限，充分體現出市場是理性的。”張粒子說，“同時，蒙西電力市場在結算環節對利潤過高或成本虧損超過一定比例的市場主體進行調整干預，在市場發展的初期階段是一種必要的風險防范保護機制，給市場主體留出了適應市場競爭的窗口期。”

　　市場建設仍需完善

　　蒙西“單軌制”現貨市場邁出了第一步，但考驗持續存在，需要在市場運行過程中不斷完善機制，以適應更加高效與合理的資源配置需求。“蒙西現貨市場結構簡單、邏輯清晰、結算獨立，讓市場主體易于理解，便于參與，能夠在起步期高效地確保市場運轉起來。但在市場深入推進的過程中，需要對其運行進行持續監測和分析，掌握市場主體的收益情況與交易策略，進一步調整市場規則、完善市場體系。”張粒子說。

　　比如蒙西現貨市場在結算環節的風險防范機制對保障市場穩定運行有一定作用，但另一方面也影響到市場的激勵效果，容易造成一部分市場主體“躺平”。政策干預非長久之計，風險防范機制的退坡需要怎樣的條件?

　　張粒子認為，我國電力行業市場集中度較高，存在較大的市場力風險。當市場不具備充分競爭的基礎條件時，為了提高市場運行的效率，采取一些政策防范風險、支撐市場運轉是合理的做法，這也正是有效市場和有為政府的要義所在。政策的支撐應是公開透明的長效機制，能夠給市場主體以長期預期。蒙西電力現貨市場鮮明地體現出了有效市場和有為政府的協同發力。但政策干預的退出，還需要在以下方面加強機制建設。

　　其一，鼓勵新能源與可調出力電源聯合參與中長期交易。蒙西是新能源高占比地區，新能源入市具有雙向風險。張粒子認為，由于新能源本身沒有能力和用戶負荷曲線完全匹配，如果新能源單獨進入市場簽訂中長期合約，將面臨著較大的曲線風險和偏差風險，建議新能源自由選擇與可調出力電源(目前主要是煤電機組)捆綁參與中長期市場交易。現貨市場涉及到出清的安全校核，新能源場站必須單獨報價，但在中長期交易中，新能源企業可與煤電企業聯合，與用戶簽訂雙邊合同。

　　“在市場中，新能源與煤電各有風險。由于新能源‘靠天吃飯’，不可能完全按照用戶用電的需求曲線去發電，在簽訂曲線合同方面天然地具有偏差風險，中長期合約反而成為其風險的來源，同時，強制要求新能源企業將90%以上的電量簽在中長期，在現貨市場新能源可能面臨著‘無貨’的情況，中長期合約無法發揮與現貨市場風險對沖的作用;對于煤電而言，在高比例新能源地區，新能源大發時，煤電在現貨市場競爭力降低，適合將更多電量留在中長期市場中。新能源與煤電的組合恰好可以對沖風險，二者合作中的損益分攤也可以由企業雙方協商決定。”張粒子說。

　　其二，防范市場力風險。隨著我國電力現貨市場建設的不斷推進，各類交易品種交織關聯，市場被操縱風險不斷加大。如果一個發電企業在當地市場份額較大，便存在影響現貨市場邊際價格的可能性，從而抬高市場整體價格，導致市場失靈。這一方面需要從監管方面加強市場操控行為的防范、評估和處罰，另一方面，市場運營者需要對市場報價進行分析和監測，約束和規范市場主體的市場行為，對于市場報價過多偏離成本、具有價格操縱嫌疑的情況設置價格修正機制。

　　其三，推進建立容量成本補償機制。我國電力需求還在不斷增長，可再生能源發電裝機雖快速增加但出力具有不確定性，電力保供仍然是重中之重的任務。現貨市場是按短期邊際成本來定價的，這種價格機制本身就具有激勵市場主體按供需形勢和變動成本報價的導向，但不能保證邊際機組的固定成本回收。當前電煤價格居于高位，基于保供需求，煤電企業收回固定成本難度高，亟需容量成本補償機制來保障煤電企業獲得合理收益和引導電源投資。通過容量成本補償機制來確保發電收益，結算的風險防范機制便可逐漸退坡。未來，在電能量市場運行較為成熟的情況下，可以進一步探索從容量成本補償機制逐漸過渡到容量市場機制。