3年前，广东省打响了首批电力现货结算试运行的“第一枪”，2021年，跨入“十四五”，在崭新的“碳中和、碳达峰”背景下，电力现货试点如何持续开展，似乎迎来新的焦点。

近日，业内新闻网站公开《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，通知宣布，拟在第一批现货试点基础上，选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点。上海市、江苏省、安徽省现货市场建设应加强与长三角区城市场的统筹与协调。支持开展南方区域电力市场试点，加快研究京津冀电力现货市场建设、长三角区域电力市场建设的具体方案。

除了扩大的试点名单以外，根据通知总体要求——“在确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应的基础上，积极稳妥推进电力市场建设，加快建立完善有利于促进风电、光伏等新能源发展消纳的市场规则与机制。”

电力现货试运行2.0，迎来新焦点——即新能源的消纳。而在这背后，“用户侧参与电力现货市场报价”的必要性则更加呼之欲出。

体现在此次通知内，第四部分“明确现货试点改革探索的主要任务” 第二小点提出：

推动用户侧参与现货市场结算。第二批现货试点地区应按照用户侧参与现货市场结算设计方案。用户侧暂未参与现货市场的第一批现货试点地区应加快推动用户侧有序、有限、有条件进入现货市场，把现货市场价格传导至用户侧。电力用户可选择直接参与或由售电公司代理参与中长期、现货市场。各地应明确参与电力现货市场用户的基本条件，在此上自行确定参与现货交易的试点企业范围，建立用户侧参与现货市场备案制度。在双边现货市场模式下，用户侧直接以报量报价方式参与现货市场出清、结算，同时在日前市场结束后增加开机组合优化环节以保障电力安全可靠供应；在单边现货市场模式下，用户侧可通过中长期合约约定结算曲线、曲线外偏差按照现货市场结算的方式参与现货市场，可考虑不设计日前市场，日前出清结果仅作为日前调度运行计划，不进行财务结算。在保证用户侧平均价格水平基本稳定的基础上，各地应允许用户侧价格适当波动。居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户属于优先购电用户，不纳入市场化交易范围。

为何“用户侧参与报价”将成为今年，以至未来的现货市场关键点？

新能源发电大省甘肃给出答案。

如业内所知，2018年至今，第一批电力现货试点，在循序渐进的原则下，8个省份的电力市场用户侧要么不参与，要么报量不报价，可归结为电力价格的“被动接受者”，而用户所在的市场，等同于发电侧单边市场。

而不久前，第一批试点名单中的甘肃省意在打破现货“单边市场”的局面。今年4月，甘肃省发布《甘肃电力现货市场建设方案》（结算试运行暂行V2.2），参与市场的售电公司、批发用户以“报量报价”形式参与现货市场。在日前现货市场中申报分段量价曲线，参与现货市场结算。

那么往昔采用的单边市场究竟如何？

2018年12月，甘肃省内第一次现货试运行开启，初期仅允许发电企业报量报价参与，以“单边市场”为手段，消纳新能源究竟可不可行？

实则未必。

甘肃位于西北电网中心，截止至2020年底，甘肃省发电总装机容量5620万千瓦，整体外送能力达2800万千瓦，新能源装机占全网总装机容量的42%，为省内第一大电源。高耗能工业负荷占全社会用电量的40%左右，新能源发电量占全社会用电量的33%。

在仅发电企业参与报量报价的第一阶段，虽然通过价格信号引导发电企业积极参与调峰，促进了新能源消纳，但是用户未实际参与现货市场竞争，电改红利未能向用户侧传导，用户依据市场价格信号消峰填谷的作用未得到发挥。

省内新能源的最大问题则是——新能源中长期电量交易和新能源发电出力随机性匹配度差。新能源中长期交易电量由市场运营机构根据短期发电预测曲线代理分解。双边现货市场中，用户与新能源企业之间的电量合同如何分解成为影响市场主体收益的关键因素，受新能源发电不确定性影响，需要进一步完善中长期交易机制，促进新能源参与中长期带曲线交易。

对于甘肃省大量新能源企业来说，其边际成本极低，最大的目标是生产尽可能多的电能，以回收巨大的投资成本，故其市场行为多是以低电价抢占省内省外市场发电空间，但因其波动性、不确定性以及预测精度低的特点，给现货市场带来了相当大的不平衡量，通过现货市场交易，有可能进一步降低其售电价格，影响收益。

而最新的《甘肃电力现货市场建设方案》，对建设双边市场的必要性作了阐述：

双边现货市场是实现资源优化配置的最有效手段。考虑到甘肃单边市场未能纳入用户侧参与，因此发电侧单边竟价的市场机制是不完善的，无法充分发挥发用双侧充分互动、充分竞争的市场体系优势。此外，单边市场中，用户无法反映自身分时电量需求，不具备价格需求弹性，只有通过双边市场的竞争形成的分时电价，才能准确反映不同时段真实的市场供需情况以及电力资源的稀缺程度。

双边现货市场是促进新能源消纳的重要手段之一。现货市场产生的实时电价传到至用户侧，能够改变用户的用电行为，当新能源大发时期，现货市场供过于求产生较低的现货电价，用户可以增加用电，一方面为新能源创造更大的消纳空间，另一方面用户也能享受到低电价带来的电改红利。输配电价格传导机制是整个价格传导机制的组成部分之一，它体现了价值规律的要求，也是双边现货市场建设的重点，改变原有的购销价差，使电力用户的购电电价能够反映实际用电的电能费用以及输配电成本的变化。

双边现货市场是反映市场供需价格关系完善市场机制的关键阶段。用户侧参与现货竞争的双边市场能够尊重用户的意愿，对用户来说，没有参与竞价只能被动接受价格是不合理现货市场价格可能会随着供需变化高低浮动，用户能够根据价格信号对自身用电行为做出相应的反应。双边现货市场电价不仅能够更加准确的反映市场供需情况，也能够让用户移峰填谷，进一步保障电网安全稳定运行。

也有第一批试点省份的市场主体对此补充评论道：“让用户侧报价还能减少不平衡资金！在原来的日前市场里，可以视电力调度为中央对手方，其实跟统购统销没有多大差别，而现在，发用两侧直接作为对手方竞价，能够体现用电侧的购买意愿，而且日前市场的市场化发用电量可以精确匹配，从而减少不平衡资金。”

可见，电力现货试点在新的目标和阶段下，对用户侧提出了愈来愈高的要求。

如技术系统方面。

《甘肃电力现货市场建设方案》提到：用户参与电力现货市场过程中，须在现货市场技术支持系统中进行日前申报，利用用户侧管理系统、计量采集系统共同支撑用户侧用电信息采集工作，最终通过电费结算系统生成参与现货市场的用户结算单。而上述相关系统尚未建立用户侧接入渠道，涉及用户侧的相关功能需要进一步完善。

最新的《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》文件，更是提及“全体市场主体”建立与电力现货市场建设相适应的信息化平台的重要性：

参照《电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）》要求，市场运营机构应向市场主体提供现货市场技术支持系统的功能模块体系。具备条件的地区，电能量市场、辅助服务市场交易功能应集成在同一技术支持系统中。暂不具备条件的地区，市场运营机构应加强电能量市场、辅助服务市场技术支持系统间功能衔接与数据交互，统一中长期、现货、辅助服务各类交易品种面向市场主体的接口。

电力现货试运行2.0，用户侧准备好了吗？