广东电力交易中心日前完成电力现货市场2020年首次全月结算试运行第一轮测试，这是南方(以广东起步)试点继2019年完成按日试结算测试和按周结算试运行后首次开展全月结算的试运行。
在此之前，已有山西、甘肃、山东、浙江、福建、蒙西和四川在2019年全部实现模拟试运行，并在9月密集开展结算试运行测试，全国8个电力现货市场建设进度明显加快。
我国以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场体系建设已初见雏形。据统计，2019年全年市场化交易电量预计达2.3万亿千瓦时，占全社会用电量的32%，同比提高约6%。
电力现货交易是电力市场的重要组成部分
2015年启动的新一轮电力体制改革中，电力市场建设被寄予厚望，而电力现货市场作用突出。在中发[2015]9号文中明确提到：“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。
当电改进入深水区，电力现货市场建设相关配套政策近年来陆续出台。8个电力现货市场建设试点相关工作取得实质性进展。截止2019年6月，已全部模拟试运行。
表1 近年发布的电力现货市场建设相关配套政策
作为完整的电力市场体系重要组成部分，电力现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易，与中长期交易市场形成互补，是实现资源优化配置的平台，以市场化手段保障电力实时平衡和电网安全运行，实现更具经济性的用能成本。
国网能源研究院新能源与统计研究所新能源研究室主任王彩霞表示，通过现货市场可以发挥价格信号引导作用，促进资源高效优化配置。
加大消纳总要求下，新能源参与电力现货市场是大势所趋
在我国，可再生能源发电实施全额保证性收购制度受立法保护，但随着近年来新能源装机的快速发展，新能源发电消纳问题凸显，降低弃风、弃电率成为2016后多项政策的着力点。而如何加大新能源发电消纳能力也在电力市场建设的制度设计中受到重点关注。
2015-2019年风、光累计装机量及弃风、弃光率
据了解，2019年全年国家电网经营区全年新能源省间交易电量超过800亿千瓦时，新能源省内市场化交易电量超过500亿千瓦时。不过，这些交易更多体现为集中式电站中长期双边电力交易，而现货市场交易更适应新能源出力的波动性和随机性等特点，更有利于新能源消纳。低边际成本有助于新能源发电被优先调度，而通过价格信号引导全网资源主动调峰也为新能源发电拓展消纳空间。
2019年8月发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》就强调，要“建立促进清洁能源消纳的现货交易机制”，同时要求各电力现货试点地区应设立明确时间表，使新能源发电参与电力现货市场。
目前，8个试点地区在新能源是否参与现货市场上表现不一，甘肃、山西、蒙西、山东采用各种不同方式将新能源纳入现货市场交易，而浙江、广东、四川、福建等地则不参与现货市场，更多仍沿用全额保障性收购方式。
不过，可以预见的是，随着试点工作的深入开展，新能源将全部纳入当地电力现货市场交易。国发能研院、绿能智库认为，当电力现货市场交易在全国更大范围推广时，新能源以各地适合的方式参与电力现货市场交易应该只是时间问题。
电力现货市场交易或将压缩分布式发电收益空间
以光伏为主的新能源分布式发电项目近年来发展较快，充分利用政策和电网条件，多种模式下均有不错的收益，特别是规模较大的项目采用全额上网模式，在风险可控下能取得最佳效益。
然而，这种状况在平价上网阶段已出现变化，电力现货市场交易预计将进一步压缩分布式发电项目的收益空间。单纯提高新能源消纳比例无法保障项目获得预期的收益，售电价格的影响更加明显。
为推进新能源平价项目的开展，2019年1月发布的《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）中，一方面强调了保障对新能源优先发电和全额保障性收购，同时也特别提出，由省级电网企业与项目单位签订不少于20年的固定电价购售电合同，保障电价政策的长期稳定。遗憾的是，该通知同时明确，相关政策不适用于2020年后的平价上网项目。
2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号），提出火电采用“基准电价+上下浮动”的电价机制，分布式发电稳定的锚定价格被打破。在工商业平均电价只降不升的总体趋势下，火电发电侧上网电价将承压。而根据现有经验，电力市场化交易规模的扩大会继续拉低火电平均上网电价，这将直接对分布式发电项目收益造成较大影响。
另外，电力市场化改革中，风、光等新能源权利和义务被重新平衡，或将增加平价阶段分布式发电项目的经营压力。据了解，东北电力辅助服务市场运行后风、光等新能源发电利用率提升显著，但2019年风、光、核等清洁能源每度受益多发电量分摊辅助服务费用达0.117元/kWh。在另一些地区，新能源电站配置储能、增强出力灵活性也在尝试。
更大的挑战将来自于电力现货市场交易，特别是增量分布式发电项目面临的不确定性将大幅增加。
根据现有试点地区结算试运行的结果，电力现货市场交易下，平均出清价格通常会低于基准电价，且价格波动也远低于目录电价中峰谷价差，这直接导致分布式光伏发电项目收益受损，随机性增大。同时，分布式发电项目出力预测、调控的难度较大，针对日发电曲线预测的偏差考核可能会进一步增加其运营费用。
南方（以广东起步）试点结算试运行用电侧现货日前出清价格
华北电力大学经济与管理学院教授曾鸣表示，电力交易系统处于试点阶段，而且各地还有不同的用电结构、不同的环境容量、不同的电网结构、不同的资源禀赋、不同的经济条件、甚至不同的外部政策，这些都会使分布式光伏发电在电力现货市场出现多种不确定性。
国发能研院、绿能智库认为，2020年后并网的分布式光伏项目，新能源绿色电力的价值尚不能得到很好的体现，收益面临多重压力，而电力现货市场带来的不确定性最大，或将抑制项目投资需求。
分布式发电市场化交易仍面临相当大阻力
事实上，为破解新能源分布式发电项目就近交易和消纳的问题，相对独立于电力市场改革的分布式发电市场化机制也一直在推进，通过就近与高价值用户签订中长期合约直接交易，降低输配电价成本，提升分布式项目收益，被视为是实现平价上网的重要途径之一。曾鸣认为，分布式电力交易是未来方向之一，相比电力现货市场交易，这种模式下收益确定性更高。
2017年10月，国家发改委和国家能源局联合下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号），明确“直接交易、委托电网企业代售电、电网企业按标杆上网电价收购”三种具体模式，电网只收取过网费。这种模式打破了“隔墙售电”的市场壁垒，被业内寄予厚望。
然而，直到2019年5月，国家发改委和国家能源局才首次公布包含26个项目、共165万千瓦的分布式发电市场化交易试点名单。之后，试点项目的推进看起来也并不顺利。
据了解，分布式发电市场化交易尚面临诸多问题，比如交易主体责权利的划分界定存在争议、与电力市场衔接尚有缺失、交易模型和交易方式仍不成熟等。其中，交易主体责权利的划分存在争议是阻碍分布式发电市场化交易项目落地的主要因素，核心问题是过网费标准和分布式项目所承担的责任和义务。
在2019年12月印发的《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》中对交易双方、电网企业的权力义务描述显然尽可能兼顾了多方利益。虽然过网费明确按国家相关规定执行，但分布式项目被要求通过安装储能等手段来提升供电灵活性和稳定性，且交易双方要服从统一调度。
3月，江苏省发改委、江苏能监办再次发布《关于积极推动分布式发电市场化交易试点有关工作的通知》，大力推动7个项目试点相关工作的开展，作为国内首个破冰分布式发电市场化交易的地区，具体机制和效果仍有待观察，但平衡各地参与方利益，在全国大范围推广实施显然难度更大。
相关企业应提前研究应对分布式发电如何参与电力市场
目前来看，在一些地区，分布式发电参与市场化交易仍会首先在整个电力市场框架下进行。
据王彩霞介绍，鼓励分布式光伏等分布式的市场主体参与电力市场是国际电力改革的新趋势，但从实践来看，分布式市场主体如何参与市场还有许多技术、监管等方面的问题需要解决，目前国际上尚无分布式市场主体参与市场的实践案例。
国发能研院、绿能智库认为，尽管尚无可参考的国外经验，但研究国内现货电力市场交易试点地区逐渐增多的测试数据和交易情况，相关企业有必要提前做好应对准备。
曾鸣为未来分布式发电的方向指出了两种主要方式：一种是自发自用、余电上网，这也是十四五电力发展规划当中分布式发电的重点。另一种是光伏等可再生能源分布式发电要考虑与储能结合，利用综合能源、多能互补模式来发展。
