甘肃电力现货市场在经历40个月连续不间断结算试运行后，市场参与用户由5家增至380多家，月度用电规模达到51亿千瓦时，占甘肃省用电量的51%。甘肃发用两侧经营主体在现货市场均可通过“报量报价”的形式同台竞争，是全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场，也是全国首家新能源“报量报价”参与的市场。

作为2017年全国首批8个电力现货市场建设试点之一，甘肃电力现货市场近日由试点转入正式运行阶段，成为继山西、广东、山东之后，全国第四个转入正式运行的省级电力现货市场。目前，该市场已连续不间断结算试运行40个月。

电力现货市场是全国统一大市场的重要组成部分，也是电力市场体系的核心和关键。甘肃电力现货市场有何特点？作为典型的新能源高占比省份，“转正”运行后还将面临哪些挑战？后续又该如何保证市场长期稳定运行？

全新市场机制引导新能源消纳

甘肃电力现货市场在经历40个月连续不间断结算试运行后，市场参与用户由5家增至380多家，月度用电规模达到51亿千瓦时，占甘肃省用电量的51%。而且，甘肃发用两侧经营主体在现货市场均可通过“报量报价”的形式同台竞争，是全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场，也是全国首家新能源“报量报价”参与的市场。

华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利告诉《中国能源报》记者，甘肃双边“报量报价”机制增强了市场运行的透明度与公平性，对供需两端皆有重要意义。

“一方面，推动供给侧优胜劣汰，低边际成本、清洁能源机组在竞争中占据优势，大幅提升其消纳比重。同时，新能源大发时段出现的低电价甚至负电价现象，将倒逼新能源企业加大储能技术应用来优化收益，有利于提升清洁能源的市场占有率；另一方面，市场形成的边际价格机制使用户侧能更灵活地调整用电需求，实现更精准的用电调节，享受更公平透明的电价，不仅提高了市场的价格信号传递效率，也激发了用户参与需求响应的积极性，降低高峰时段的负荷压力，保障电力系统安全稳定运行。另外，通过‘报量报价’，新能源企业可直接参与市场竞价，避免传统模式中的调度优先权争夺，确保市场有序运行。”王永利说。

除引入双边“报量报价”外，甘肃还设计了省内中长期交易“D+3”日滚动按日连续开市的交易机制，引导高占比新能源消纳。国网能源研究院企业战略研究所高级研究员唐程辉向《中国能源报》记者表示：“甘肃省内中长期交易‘D+3’按日连续开市能够引导新能源基于短期预测调整中长期合约，促进中长期交易曲线更贴近实际发电曲线，降低新能源入市风险，总体实现中长期市场与现货市场的有效衔接。”

此外，新能源系统消纳成本高，现货实际结算价格却低于煤电，从而对煤电企业提出更高要求。

博众智合能源转型中国电力项目主任尹明告诉《中国能源报》记者：“煤电企业应大力提高现货交易能力，以提升负荷预测、新能源出力预测、价格预测能力为核心，及时了解跨省跨区送受电情况，提高报价边界条件和关键参数的精准度，规避交易风险，增加盈利能力。”

“同时，提高发电设备运维管理水平，确保设备健康高水平和调节能力，增加机组在充裕性和灵活性方面的价值，将煤电机组容量电价补偿拿足，积极参与辅助服务市场。不过，面临挑战的同时，电力现货市场发展也为煤电企业带来新机遇。煤电企业应充分认识到，建立适应新能源发电特性的电力市场体系是大势所趋，应积极作为，早做技术、平台、人才等方面的准备。”尹明说。

探索高比例新能源现货市场建设

甘肃是我国重要的新能源基地和综合示范区，新能源高占比是甘肃电力市场建设的难点要点和攻坚突破口。公开数据显示，今年上半年，甘肃省新增新能源并网装机522万千瓦，累计达到5700万千瓦，占全省发电总装机的62.2%；新能源发电量408亿千瓦时，占比达到37.17%。风电、光伏分别为全省第一、第二大电源，新能源利用率达到93%。

当前，不少业内人士认为，经过多年高速发展，我国已进入高比例新能源时代，越来越多的新能源将逐渐参与电力现货市场。但与此同时，风电、光伏等新能源发电随机性、间歇性和波动性，也对电力现货市场提出了更高要求。电力现货市场“转正”后，仍需继续探索高比例新能源现货市场建设。

尹明认为，要建立与多类价值（充裕性、电能供应、灵活性和绿色价值）相匹配的市场和交易品种，建立合理分摊机制，并重视创新不同类型配电网的投资与运营监管模式，加大配电网投资建设，推动主配微协调发展。“同时，完善分布式发电交易机制，提高分布式新能源本地化和市场化消纳水平。”

王永利认为，新能源发电的波动性给电网系统频率调节带来巨大挑战，而储能技术在这一过程中发挥了关键作用。“甘肃现货市场通过市场化机制，鼓励新能源配储参与辅助调频，不仅提升了电网的频率稳定性，也为储能技术开辟了新的市场机会。储能设备与新能源发电设施协同工作，有效避免了弃电现象，还提高了新能源发电企业的收益，进一步激发其参与调频辅助服务的积极性，改善电网调频现状。”

与此同时，甘肃还是电力输出省份。今年上半年，甘肃省外送电力246亿千瓦时，外送规模居全国第二。

王永利表示，面对新能源装机容量大、电网阻塞和消纳困难的问题，甘肃电力现货市场创新性采用“省内用电负荷+联络线外送计划”模式。“该模式通过构建全电量竞价空间，打破电网阻塞和外送通道限制带来的瓶颈，极大提升了新能源发电的灵活调度能力。新能源企业可通过市场竞价机制，将多余电量灵活参与调节，缓解本地负荷不足导致的弃电问题，提升新能源的消纳效率。”

与中长期市场衔接仍有挑战

既是电力输出大省，又拥有较高的新能源装机比例，甘肃电力现货市场“转正”后，在与中长期交易的衔接方面仍有几大挑战。

王永利表示，中长期合约通常具有价格锁定机制，以保证供需双方的利益。但现货市场中新能源发电具有低边际成本优势，会导致现货价格在一定时期内显著低于中长期合同价。这种价格波动会直接影响中长期合约的履约风险，还为经营主体带来套利机会。部分电力企业可能通过调整中长期合约的履行策略，以获取现货市场中的价格差异利润。“这种套利行为或将导致中长期合约市场的有效性降低，影响市场长期健康发展。”

在王永利看来，为了更好衔接两者，甘肃需进一步优化中长期交易计划与现货市场的实时调整机制，确保经营主体在现货市场中的灵活性与中长期合约的稳定性并重。“通过提升市场调度能力，减少价格波动，保障供需平衡，推动中长期市场与现货市场的协同发展。”

唐程辉则建议，下一步，甘肃电力现货市场可在现货与辅助服务市场衔接、推动新型主体入市方面，探索调频辅助服务市场与现货市场联合出清，适时增加爬坡等其他辅助服务交易品种。同时，创新储能、虚拟电厂等新型主体参与中长期、现货和辅助服务市场。

目前，首批8家试点已转正一半，应如何保障转正后电力现货市场长时间稳定运行？

对此，尹明表示，要持续提高对气象条件和天气情况的预报预警能力，适时扩大电价上下限范围，发挥好政府授权合约与PPA等金融工具抗风险作用。各类市场主体应不断加深对高比例新能源电力市场的理解，提高自身认识与能力。“相关政府部门、行业协会组织与高校、研究机构等加强研究，形成高质量研究成果和调研成果，为进一步完善市场机制提供有力支撑。”

在深入推进“双碳”目标、加快构建新型电力系统大背景下，电力现货市场的建设不仅是深化电改的关键环节，也肩负着推动市场化、保障电力供应的重任。

王永利坦言，我国电力现货市场能否有效应对这些挑战，决定其能否真正承担起推动能源转型的重任。“现货市场发展需配套完善的保障机制，如容量电价等政策，以确保电力资源的长期充足性。未来，电力现货市场的推进应回归市场化本质，灵活把握节奏。在电改过程中，应遵循因地制宜、适时推进原则，充分发挥法治的引领和保障作用，确保市场在高效、规范的轨道上运行。通过健全制度规则体系，完善市场准入、公平竞争、规范监管等方面的法律保障，确保市场健康有序发展。”