电力现货市场如何起步、计划与市场如何衔接？

2.现货市场启动需具备的条件

受电网安全、电源技术特性等约束，现货市场的运行机制和交易方式都较为复杂，需要提前做好充分准备。从国际经验看，美国加州ISO等现货市场运行都建立在扎实的前期工作基础上(美国加州ISO、得克萨斯州ERCOT现货市场建设用时均超过3年) 。从我国实际看，要实现2018年底前启动试点、2020年全面启动的改革目标任务，面临较大挑战，亟需做好以下准备工作：

一是提升市场主体的市场意识，增强其参与市场的主动性;二是制定市场规则，夯实制度基础;三是建立完善相关市场技术支持系统，包括机组组合技术、负荷预测技术、出清算法、电量分解技术、结算清算技术、机组统一调用技术等，加快工程运用;四是强化发电和用户侧的硬件基础，例如，可依托公司营销系统的改造，推动发电和用户具备每天采集96点的数据采集条件。

问题二：如何打破省间壁垒

目前，我国电力交易省间壁垒问题突出，主要表现在：一是地方政府严格控制省外购电量，尤其在经济进入新常态后，某些省份要求除国家指令性计划电量外，禁止向省外购电。二是行政干预省间交易价格，部分受端省份压低交易价格，部分送端省份抬高交易价格，致使双方协商困难，交易难以达成。

打破省间壁垒的关键是充分发挥市场机制作用，减少地方政府的行政干预，促进电力资源大范围优化配置。具体措施包括：一是放开省间发用电计划，扩大省间市场化交易空间。不同类型的计划电量可采取不同的放开方式，例如，配套电源送出交易可按照受端省发用电计划放开比例进行;政府间框架协议和历史固化形成电量交易可继续执行协商结果;点对多网的清洁能源交易可采用按照固定比例方式划分。二是促进市场主体参与交易。进一步放开用户选择权，允许用户参与省间购电。通过组织开展省间发电权交易、省间辅助服务交易等方式，建立起发电侧的激励机制，对受端利益受损的发电机组进行补偿。三是促进政府接纳省间送受电。建立省间交易利益补偿机制，省间交易产生的红利由送受端省协商(或者按照强制比例)分配，补偿受端省损失。

问题三：市场环境下如何促进新能源大范围消纳

完善市场机制特别是现货市场交易机制是促进新能源消纳的关键举措。考虑电力市场建设进度，新能源参与市场需要区分近期和中远期两个阶段。

近期，由于现货市场刚起步，新能源可在省内继续执行全额保障性收购，省间主要采取中长期交易，富余可再生能源电量可参加省间增量现货交易。省间新能源中长期交易可包括：

一是省间新能源直接交易。放开用户和售电企业的省外购电权。将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开，由用户通过双边协商和集中竞价等方式开展直接交易。

二是发电权交易。组织送出地清洁能源企业与受入地常规能源企业开展发电权交易，扩大省间发电权交易电量。

三是置换交易。鼓励负荷和发电特性具有互补性的省份开展发电置换交易。同时，为充分利用跨区域省间输电通道能力，促进可再生能源充分消纳，国家电网公司探索开展了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易，即当送端电网调节资源已经全部用尽，各类外送计划和交易全部落实的情况下，可再生能源仍有富裕发电能力，预计产生的弃水、弃风、弃光电量可参与省间现货交易。

中远期，随着现货市场的建立，逐步推动可再生能源参与现货市场，通过市场竞争与政府补贴相结合的方式实现优先消纳。根据国际经验，新能源参与现货市场主要通过差价合约和溢价竞争两种模式进行补贴。

一是差价合约模式。新能源发电企业参与新增项目的竞标，成功后与政府签订差价合约，获得标杆电价，新能源企业在合同期内所有出售电量以此电价结算。同时，新能源企业参与现货市场交易，市场收益多退少补。如果市场价格低于标杆电价，不足部分由政府或消费者支付;反之，新能源企业返还超额收益。

二是溢价竞争模式。新能源发电与其他机组按照同等规则参与市场竞争，并在市场价格的基础上按一定比例获得补贴。补贴额度可以是固定值，也可以根据电价波动进行调整。我国可因地制宜对不同的可再生能源参与现货市场模式进行探索，未来，随着技术的成熟和可再生能源成本的下降，可逐步降低补贴力度，使可再生能源面向市场并最终退出财政补贴政策。

问题四：计划与市场如何衔接

实现计划向市场的平稳过渡是电力市场建设的关键，重点需要解决两个问题：一是如何确定计划电量与市场电量的比例，二是如何妥善处理搁浅成本。