近日，记者综合各方消息了解到，自从2017年8月国家发改委、国家能源局选取广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点以来，目前已取得突破性进展。当前，各省试点正在进一步扩大结算运行的周期和规模，其中，甘肃、山西、福建电力现货市场试点均计划开展试运行至年底。

业内专家普遍认为，由于我国特殊的国情，优发优购电量在未来一段时间内将持续存在。鉴于国内现货市场试运行时间比较短，难免出现问题，需要对电力现货试点不断总结分析。

今年以来，为加快推进电力现货市场结算试运行工作，国网系统6家电力现货试点单位全方位开展了大量工作，各试点单位均至少开展两次连续结算试运行。同时，各试点根据电源结构、用电结构、市场成熟度差异等因素，多采用“中长期差价合约+全电量集中竞价”模式。除四川丰水期外，各试点地区统调火电机组均参与现货市场。

期间，各电力现货市场试点根据各自新能源运行现状和政策要求，采取了不同的处理机制，其中，山东、浙江、四川、福建四省新能源不参与市场，将其日前预测曲线全额作为市场边界，按照实际发电结算； 山西、甘肃新能源参与电力现货市场，对次日新能源预测曲线按照“以用定发”的原则进行调整，金融结算。

“从成交量看，甘肃、山西、浙江、山东试运行中日均中长期电量覆盖率在9成左右，有效避免了现货价格波动带来的风险。”一位不愿具名业内人士表示，从成交价看，山西、山东、浙江供需平衡宽松，试运行价格低于中长期价格；甘肃新能源大发且调低了出清限价，试运行价格有所下降；福建和枯水期的四川现货交易机制为小规模单边发电权交易，价格受供需关系影响小，接近中长期均价或标杆电价。

在业内专家看来， 电力现货与深度调峰市场融合效果较好，其中，山西省内北部机组成本低、容量大，电量考核任务重，降低运行下限避免停机；中部机组中长期合同电量充足，通过降出力实现盈利；南部机组成本较高，中长期合同电量少，承担供热任务必须运行，通过降出力减少亏损。“11月份山西电力现货市场试运行的半个月中，火电机组在原有深度调峰能力的基础上，进一步释放了向下调节能力150万-200万千瓦，扩展了新能源消纳空间。”上述人士介绍。

电力现货试运行中，不容忽视的是，由于我国特殊国情， 优发优购电量在未来一段时间内将持续存在。优发优购电量不匹配产生的不平衡资金主要有两种情况，一是非市场化发、用的总电量的匹配规模不对应，即保障性优先发电量与非市场化用电量需求不匹配，或发用两侧市场化交易电量不匹配等情况，导致结算产生偏差费用。二是非市场化发、用电的总电量规模一致，但每个分时结算周期内非市场化发、用电量无法完全匹配，在现货市场分时电价机制下，结算产生偏差费用。

对此，上述人士表示， 每天优发优购的曲线匹配难度比较大，不过，通过精细化发用电曲线管理，可以控制不平衡资金。“如山西采用的一个办法，尽可能将优购曲线预测准确，然后拿优发电量与之匹配，以减少不平衡资金。精细化进行曲线管理后，大幅减少了双轨制费用。从山西电力现货试运行来看，日均双轨制不平衡资金由5月份的1000多万元降到目前的约75万元。”

在另一位不愿具名的电改研究人员看来，由于在当前计划与市场并行方式下，优先发电与优先购电放开比例不对等，市场化发电量对应优先购电量的部分仍然按照目录电价结算，因此将会产生一定的双轨制不平衡费用。“建议各地在市场建设方案中规范不平衡资金分类，各项结算科目独立记录，分类明确疏导。此外，还可将不平衡资金纳入电价调整机制。”

上述研究人员还认为，我国部分现货试点省份尚未建立针对机组启停、空载费用的成本补偿机制，建议参考美国PJM市场的处理机制，在出清模型中引入机组启停和空载费用，并由电力用户按照日前和实时市场中的负荷比例进行分摊。

截至目前，试点现货市场运行情况总体良好，交易组织流程流畅，技术支持系统运行正常，出清结果基本符合预期，验证了现货市场规则和技术支持系统的有效性。但同时，现货市场试点试运行中不同程度暴露了一些规则设计方面的问题，如中长期交易与现货市场衔接有待完善、市场力监测与防范机制尚不健全、合理的容量补偿机制还需要探索。业内专家认为， 在下一步电力市场建设中，需重点考虑机组容量成本收回机制。

虽然国家能源局印发的《2020年能源工作指导意见》明确提出，今年深入推进电力现货市场连续结算试运行，具备条件的地区正式运行，但在业内人士普遍表示， 电力现货正式运行仍需要一定条件。首先，要从法律上给予明确，政府部门要正式出台运行规则；其次，试运行过程中出现的问题，基本上能得到较好的解决；再次，市场主体通过试运行对市场规则有较熟悉的掌握。