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。
