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作为全国首个启动试运行的试点，南方（以广东起步）电力现货市场在2022年11月迎来连续结算试运行一周年。在过去的一年中，市场环境出现复杂变化，一方面，双碳目标推进落实、全国统一电力市场建设提速、燃煤发电价格有序放开、工商业用户全面入市等政策集中释放，本轮电力体制改革进入攻坚阶段；另一方面，一次能源价格大幅上涨、气象条件复杂多变，对保障电力平稳供应、保障电力市场有序运行提出了严峻挑战。在错综复杂的内外部环境下，广东严格落实国家改革政策，动态完善市场方案，通过市场机制有效发现并传导价格信号，保障了不同供需形势下电网安全稳定运行和电力市场有序运转，稳中求新，为国内的电力市场建设打造了标杆和样板。
本文总结回顾广东电力现货市场连续结算试运行一年以来的成效，并对广东市场后续的发展提出建议，供业内人士参考。
【总体交易情况】
广东现货市场连续结算试运行一年以来，共开展220余场中长期交易，中长期电量累计约2769亿千瓦时，月度中长期市场均价约532元/MWh，较燃煤基准价上浮15%；现货电量累计约200亿千瓦时，占市场化交易电量约6.7%，日前市场均价约600元/MWh，实时市场均价约630元/MWh，较燃煤基准价分别上浮30%和36%。逐月价格走势如图1所示。
▲图1 广东逐月电力市场价格走势
【保供应、促减碳、引规划，批发市场有序运行】
电力现货市场的核心是通过统一优化发现电力商品在不同时间、不同地点的时空价值，从而通过价格信号引导资源的优化配置。广东现货市场连续结算试运行一年以来，批发市场产生的价格信号有效引导了发电侧、用户侧、电网侧优化生产安排和规划建设，进一步拓展了电力资源的优化空间。
从发电侧看，广东现货市场建立了与一次能源价格相关联的报价限定机制、发电机组变动成本补偿机制等，在一次能源价格波动、供需形势受气象因素影响不确定性增大的情况下，为火电机组提供了发电成本的疏导渠道，极大提升了火电机组的发电积极性，发电侧非计划减出力由现货启动前约1100万千瓦下降至100万千瓦以下。
从用户侧看，广东持续完善市场化需求响应交易机制，建立了用户侧峰谷平衡机制，通过价格信号激励用户参与系统灵活互动，在系统供应最为紧张的三季度，单次最大释放用户侧共4529户、277万千瓦的响应容量。
通过现货市场价格对供需两侧的有效激励引导，在气候条件、供需形势复杂多变的环境下，有效保障了电力有序供应和电网安全运行，全年未出现电力供应不足的情况，市场配置资源作用凸显。
在中长期交易环节，自2021年引入可再生能源绿电交易以来，绿电累计交易量达13.6亿千瓦时，环境溢价均价达34元/MWh，共产生约0.46亿元的绿色溢价空间，为激励可再生能源投资发展、推动可再生能源新机制落地提供了有力动能，也为“双碳”目标下用电企业的低碳绿色发展提供了市场化手段。同时，火电机组的中长期交易电量上限与发电能耗挂钩，有效拓展了高效能机组的市场空间，不同能耗机组合约小时数上限差别最高达450小时，为发电机组节能降耗提供了市场驱动。
在现货交易环节，通过全电量统一优化出清机制，有效保障了西部清洁能源及省内可再生能源的全额消纳，并激励高效能、低成本机组通过其报价优势在现货市场中多发、满发，一年以来省内大容量火电机组利用小时数比小容量机组高出418小时，有力促进了电力系统减碳。
节点电价所产生的的空间价差量化反映了输电资源的稀缺性，精确给出了在电网规划环节解决电价空间不平衡问题的价值度量，有利于针对性解决电网阻塞问题、增加社会福利，这也在广东电力市场中得到了有力的实践验证。
在前几次结算试运行过程中，粤东片区与粤西片区受东西交换大断面输送能力影响形成两个明显价区，以2021年5月结算试运行为例，粤东片区均价较粤西高199元/MWh，现货市场运行产生了较大的阻塞成本。现货价格信号有效引导了粤西500千伏网架优化Ⅰ期工程设计，该工程进一步拓宽了粤西地区至大湾区负荷中心的送电通道，新增释放电力送出能力240万千瓦。工程投产后，2021年11月至2022年10月期间，粤东、粤西片区的现货价差明显减小，东西片区之间平均价差大幅降低至24元/MWh，有效提升了现货市场的运行效率。
【疏成本、强管理、立平台，零售市场健康发展】
相较于批发市场，电力零售市场呈现出用户数量多、主体认知不完善、风险场景多、信息壁垒高、管理难度大的特点。试运行一年以来，广东通过不断完善交易机制、强化市场管理、搭建信息平台，有力促进了零售市场的健康有序发展。
广东建立了批发价格临时疏导机制，按照“最大程度尊重批发、零售合同的同时，合理疏导发电侧成本”的原则，将批发价格超过基准价的部分传导至用户，建立了批发侧成本向终端用户传导的渠道，累计向终端用户疏导批发侧成本费用171.3亿元，有效缓解了批发市场价格高企情况下售电公司的经营困局。同时，进一步丰富完善了零售套餐类型，提供固定价格、与批发价格联动、与一次能源价格联动等多种售电模式，为不同风险偏好的市场主体提供了多元化的套餐选择。在一次能源价格波动加剧、电力供需形势复杂多变的环境下，价格联动型的零售合约打通了能源市场从上游到终端的成本疏导关节，提升了售电公司的交易积极性，也逐步培育起终端用户的市场意识。目前，广东的零售合同中已有29%的电量实现了与一次能源市场、电力批发市场的价格联动。
近两年来，广东陆续发布《广东电力市场售电公司退出管理办法》、《广东电力市场交易员管理办法（试行）》、《广东电力市场保底售电实施方案》、《广东电力市场履约风险管理实施细则（试行）》、《广东电力市场交易信用评价评分细则（试行）（修订版）》、《广东电力市场主体不良行为处理办法（试行）（征求意见稿）》等规章制度，零售市场规范治理体系逐步完善。同时，交易中心建立了市场主体投诉通报机制，开通书面函件、电子邮件、服务热线及政府转送等投诉渠道，并定期向全市场通报相关投诉信息，上述通道在2022年1-9月收到实名投诉102宗，通过问询、约谈、召开协调会及上报政府部门等方式督促相关公司回应处理，积极高效处理市场纠纷；创新性地结合市场变化开展风险提示警示管理，连续试运行以来，针对零售市场风险和典型问题，向全市场发布5篇风险提示与通报文章，提醒市场主体加强市场风险意识，维护自身合法权益，并持续开展零售市场风险监控，针对多家售电公司频繁变更零售合同、零售用户价格超出市场均价过多等问题，组织对其开展问询、约谈等市场治理措施，有效降低了零售市场运行风险，解决了零售市场信息不对称的痛点问题。
2022年9月，广东电力零售平台上线试运行，为海量电力零售用户提供了线上一站式服务，通过智能筛选、区块存管、穿透管理、数字防范等方式带领百万市场主体进入购售电智能数字化时代，为零售市场中海量主体的个性化交易需求提供了高效的解决方案，进一步促进了售电侧公平充分竞争，提升了零售市场交易信息透明度，极大减小了市场主体的交易成本。
【多元化需求侧市场机制开启虚拟电厂新业态】
2022年上半年，广东正式印发《广东省市场化需求响应交易实施方案(试行)》及《广东省市场化需求响应实施细则(试行)》，设计了日前邀约需求响应、可中断负荷、直控型可调节负荷竞争性配置等多种交易品种，为海量需求侧主体、聚合商提供了可行的商业模式，进一步拓展了灵活性资源的市场收益空间，为虚拟电厂新业态的蓬勃发展奠定了机制基础。
截至目前，全省注册需求响应资源数58107户，其中市场化用户资源占比96.3%。广州、深圳相继建立了虚拟电厂管理平台，目前广州虚拟电厂平台已注册用户/负荷聚合商66家，完成签约24家，签约最大邀约响应能力48.9万千瓦，实时响应能力17万千瓦；深圳市虚拟电厂管理中心接入14家、共87万千瓦需求响应资源，包括分布式储能、数据中心、充电站、地铁等多类型负荷聚合商。
2022年，广东最大单次市场化需求响应申报容量达281万千瓦，最大单次响应执行容量达277万千瓦，市场出清价格最高达3500元/MWh，累计产生1.6亿元的补贴资金，需求响应平均度电收益达2380元/MWh，需求响应活跃用户达9373户。
需求侧市场机制的进一步完善，将唤醒沉睡的用户侧资源，在价格信号的引导下，需求侧参与电网互动将更加有序化、友好化，充分发挥削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新型电力系统运行的作用，助力能源消费向绿色低碳转型。
【展望和建议】
南方（以广东起步）电力现货市场连续稳定结算试运行一周年，充分验证了广东“1+5”规则体系的可行性，市场规则经受住了政策环境变化、一次能源价格波动、供需形势逆转等多种复杂场景的考验，走出了一条适合我国国情、广东省情的电力市场建设道路。
党的二十大提出了高质量发展的首要任务，双碳目标的实现、全国统一市场的建成也还任重道远。目前，广东的电力市场仍处于攻坚期，新型电力系统建设、多元化市场主体加入、主体市场意识进一步成熟，都将给市场建设运行带来新的挑战和机遇。后续，建议广东电力市场从以下几个方面进行优化，逐步形成更加完善、自洽的市场体系。
一是加快将可再生能源纳入现货市场范畴。随着广东海上风电装机快速增长，应加快推动省内可再生能源报量报价参与现货市场，设计适应可再生能源出力波动特性的高频次中长期交易品种以及日内交易品种，提升交易灵活性，并实现可再生能源交易与现行绿电交易、绿证交易、可再生能源超额消纳量交易等品种的有效衔接。
二是加快完善用户侧参与现货市场交易的机制。当前用户侧“报量不报价、申报量不用于出清”的模式，虽一定程度考虑了市场化用户的交易意愿，但其交易意愿并未与市场出清价格挂钩，未能形成闭环有效的激励效应。随着用户侧调节能力、参与市场技术水平的不断提升，应进一步完善用户侧参与现货交易的机制，并实现与需求侧响应交易的有效融合，予以用户更为准确的经济预期，切实提高用户对现货价格的响应能力。
三是逐步突破对现货电量的比例限制。新能源的出力波动性只有在现货交易环节才能充分体现出来，在中长期交易占比过高、现货电量比例不足10%的情况下，难以通过现货价格信号精确引导用户侧改善用电行为、消纳清洁能源。建议逐步突破对现货电量的比例限制，在市场整体风险可控的前提下，赋予市场主体更多的选择权，赋予市场更多的灵活性。
四是建立面向常规电源的容量补偿或容量交易机制。在新能源占比逐步提升、常规机组发电空间逐步减小的情况下，应通过合适的容量机制帮助常规电源回收容量成本，同时要建立与火电机组现货市场参与度、燃料保障充裕度相挂钩的有效容量认定机制，激励火电机组充分发挥其保供稳价的重要作用。
五是打造多元化的灵活性资源市场交易体系。加快探索储能、虚拟电厂等灵活性资源参与中长期、现货电能量市场的交易机制，并结合新型电力系统的建设节奏和系统灵活性资源需求，逐步建立多元化主体参与的省内备用、灵活性爬坡、转动惯量、黑启动等辅助服务交易品种，扩大灵活性资源收益空间，并根据新能源、用户侧各自的波动性实现辅助服务成本的精准分摊。
六是进一步完善电网代理购电交易机制。增强电网代理购电合约刚性，适时取消现行“以用定发”的动态调整机制，为发电侧提供稳定的中长期合约收益预期。电网代理购电用户偏差通过现货市场价格进行结算，并设计合理的偏差费用疏导机制，激励代购用户按照更加友好的方式用电，参与电网调节。
