电力市场化改革的进程正在加速，新能源市场化占比也在稳步提升，市场在资源配置中重要作用在逐步凸显。2022年全国跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%。随着电力市场规模的逐步扩大，传统火电和售电公司如何和新能源抢占市场，令人期待。

一、电力现货市场的必要性和意义

2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，正式拉开新一轮电力改革帷幕。2015年11月30日，国家发改委、国家能源局发布6个电力体制改革配套文件，其中《关于推进电力市场建设的实施意见》提出，“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易。”电力现货市场的建立具有不可忽视的必要性和意义。

（一）电力现货交易促进价格发现

电力市场的中长期价格和现货价格像是一枚硬币的两面，不可分割。中长期价格锚定电力现货价格，现货市场通过实时价格为中长期的电力交易提供价格基准。现货市场未建立以前，中长期交易合同是没有带时标曲线的电量合同，而建立现货市场以后，中长期交易则变为带时标曲线的电量交易。电力现货市场建设有利于落实中长期合同交割与结算，为中长期交易提供价格风向标。对新能源而言，中长期电力交易难以准确反映新能源的时空价值，然而基于现货市场具备分时价格和需求侧响应的特点，对于新能源发电占比高的地区，现货市场有利于更好地规避价格波动风险，通过对现货市场中各时段电价的汇总，可合理估算未来一段时间的电力中长期市场价格。

（二）电力现货市场为电力系统平稳运行保驾护航

电力现货市场能够真实反映电力商品时空上的供需关系，引导发用电资源调度响应市场价格的波动，系统性提升电网调峰能力，有效缓解输电阻塞。现货市场的成交量在一定程度上表明当前市场参与主体的交易意愿，为阻塞管理和辅助服务提供数据支撑，现货市场中的分区电价、节点电价也可作为有效引导电源、电网的合理配置的决策依据。

（三）电力现货市场建设有利于构建统一开放、竞争有序的电力市场体系

电力现货市场建设作为我国电力交易体制与电力市场化改革的重要任务，对建设我国统一开放、竞争有序的电力市场体系有着重要的现实意义。

首先，电力现货市场价格能够有效反映一次能源的价格变化和电力供需关系，实现成本有序向用户侧的疏导，有利于我国现代电力市场机制建设。

其次，电力现货市场试点可为新能源参与市场化交易提供良好的渠道，近年来随着新能源发电项目的持续增长，部分地区的电力现货市场通过多种交易设计推动新能源积极参与现货市场，并通过创新机制有效引导新能源消纳，为电力市场注入新的市场竞争主体，促进电力市场的公平竞争。

最后，电力现货市场以集中出清的手段促进了电量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。

二、火电与售电主体，机遇与挑战并存

电力市场的改革逼迫着火电的经营模式发生变化，在开展现货交易之前，火电主要是控制燃煤成本，只需要考虑“量”的问题，但是电力现货市场开启之后，火电需要跟随新能源发电情况和市场供需情况而采取不同的报价策略，以价格信号作为引导合理调整自己的发电计划，增加自身收益。

以山西市场为例，2022年1月、2月新能源出力不及以往，现货价格势头强劲，价格达到381元/兆瓦时左右，3月、4月和5月新能源大发，现货价格一路下行，最低月份下降到265元/兆瓦时，6月、7月、8月、9月和10月迎峰度夏，风电进入小风季，同时受省间刺激，现货价格飙升，月度均价最高在478元/兆瓦时左右，在冬季进入大风季后现货价格开始走低。

所以新能源出力很大程度上影响着现货市场的价格，火电需要对市场的供需情况尤其是新能源出力波动进行预测，然后根据自己的预判采取不同的报价策略。

此外，售电公司在现货市场中也面临着工作难度大、价格疏导困难、运营风险高的问题。只有不断地推高零售价格，降低批发成本售电公司才能真正盈利。要在批发市场降低成本，其实是一个以价格信号为引导，在批发市场低买高卖的体现，在中长期和现货市场中永远不可能出现交易与用户实际用电情况一样的电量，只能多拿或者少拿，这其中最重要的就是对预测偏差的管控，对市场供需的预测，以及对市场价格的预测。

基于以上问题，可以总结出对火电、售电公司参与电力市场交易盈利的核心是对价格的把控与新能源出力的预判，所以需要对长周期的省级气象预测、省级新能源出力预测、统调负荷和省间联络线的预测、分时段日前电价预测做出合理的预测与评估，这是掌握火电和售电公司效益增长点的关键。

三、新型市场主体有望参与电力现货交易

2022年11月22日，国家能源局综合司发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，明确提出允许储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等主体参与电力现货交易，鼓励更多的新能源发电项目积极参与电力现货市场。

目前，部分地区已开展储能电站参与电力现货交易的探索实践。以山东为例，2022年2月底和3月初，山东省内的留格国投储能电站、腾源华电储能电站、关家三峡储能电站以及全福华能储能电站四个电站先后在山东电力交易中心完成注册公示，正式成为山东省电力现货市场的交易主体，前述四个电站为全国首批参与电力现货市场交易的独立储能电站。

鼓励新型主体积极参与电力现货交易，将会大幅提高新能源项目参与电力现货市场的积极性，进一步保障电力市场化机制的有效运作。

近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发电项目发展成效显著。截至2021年底，风电、光伏发电装机规模均占全球发电装机的1/3以上。但风电、光伏发电出力受到气候、地形等自然因素的影响，发电能力具有间歇性、波动性。而电力现货市场作为一种短期即时交易市场，能够充分兼容新能源波动性、随机性等特征。

因此，电力现货市场的完善有利于扩大新能源的消纳空间。促进新能源发电的消纳，在宏观层面而言，不仅有助于提升能源安全保障能力，也有利于改善生态环境，推动绿色低碳发展。而在微观层面而言，消纳量不仅决定新能源发电的“销量”，还会影响新能源发电的“售价”，进而影响新能源发电的整体收益。

截止目前，全国已有20多个省（区、市）的新能源发电项目参与到当地的电力现货市场交易中。如宁夏、陕西、内蒙古等陆续出台政策，明确新能源发电项目可参与电力市场化交易，特别是“保障收购小时数”之外的电量基本通过市场交易消纳。青海、云南等地的新能源发电已经全部实现市场化，新疆、甘肃、宁夏等地新能源发电项目市场化的比例也超过了50%。前述试点实践表明，新能源发电项目目前在电力现货市场正发挥出不可替代的作用，作为新型清洁能源，新能源发电项目凭借其发电成本的优势在电力现货交易中更具竞争力。到2030年，新能源发电将全面参与电力市场化交易。届时，新能源有望成为电力现货市场中的主力交易电能，为此，新能源发电企业需提前做好进入交易市场的相关准备。

文章来源： 国能日新，比比电，君合律师事务所