2023年12月22日我国首个电力现货市场正式运行，这标志着我国电力市场建设取得突破性进展。电力现货市场正式运行将为综合能源服务行业发展带来新机遇和新挑战。综合能源服务商亟需深入把握电力现货市场特征，迭代综合能源系统运行逻辑，创新多元化商业模式。
2023年10月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。2023年12月，国家发展改革委召开全国发展改革系统体制改革工作会议，再次提出要推动电力现货市场转正式运行。2023年12月22日和28日，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行。预计后续山东、甘肃等第一批试点省份电力现货市场也将陆续转为正式运行。
电力现货市场正式运行是电力市场建设的重要里程碑，能够更好释放电力体制改革红利，具有多重价值：
一是电力现货市场正式运行将有效提高电力系统运行效率。电力现货市场真实反映电能量在时空上的供需关系和市场参与主体的实时交易意愿，电力现货市场正式运行后动态形成的海量市场数据，可以有效引导发用电资源调度迅速响应市场价格的波动，形成源网荷储高效友好互动的新局面，也为电源、电网的合理配置提供有效决策依据。
二是电力现货市场正式运行将推动电力市场有序竞争。新能源大发时段，电力现货市场将通过“看不见的手”，推动火电企业压降出力，促进新能源优先消纳，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳。同时，独立储能、虚拟电厂等新型主体可自主参与现货市场申报，为电力市场注入新的市场竞争主体，进一步促进电力市场公平竞争。
三是电力现货市场正式运行有助于提升电力安全保供能力。电力市场化改革不仅是优化能源资源配置的有效手段，也是保证能源安全的有效手段。“能涨能降”的市场价格机制能够及时反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，通过短时尖峰价格信号一方面有效激励燃气机组等发电侧灵活资源顶峰发电，另一方面吸引大工业用户等移峰填谷，大幅提升电力系统调节能力。
一是交易周期更短。电力市场由中长期市场和现货市场组成，中长期市场指年度、月度、月内交易，电力现货市场泛指日前或更短时间内的电能量交易市场，两者有效衔接使得电力市场能够覆盖年度、月度、月内、日前、实时等多个时间尺度。相较于电力中长期交易，现货交易周期明显要短，实时市场可在运行时刻前4小时至前1小时滚动出清。
二是价格波动更大。根据第一批试点省份现货市场2023年12月运行情况，时点最低价格出现在山东，为负电价，山西、蒙西次之，为零电价；时点最高价格出现在蒙西，接近2元/千瓦时，山西次之，接近1.5元/千瓦时。分时平均峰谷差率最高可达80%以上，出现在甘肃；广东最低，但也可达到50%以上。
三是市场竞争性更强。相较于中长期市场，现货市场中交易周期短、价格波动大，市场主体自然需要通过博弈来增加自身收益，竞争属性随之增强。各类发电主体、用电主体纷纷加强短时间尺度内气象因素、用户用电需求、新能源机组出力等的预测能力，基于高精度预测和现货市场出清机制，不断优化电力和电价申报策略。虽然山东等省现货市场交易电量只占全年的10%～20%，但好的交易策略足以影响发电厂和售电公司的盈利水平。
用户侧综合能源系统构成的设备单元包括天然气三联供、地源/水源/空气源热泵、直热/蓄热电采暖、空调/冷水机组、蓄冷蓄热、电化学储能等。各个设备单元的运行特性各不相同，可分别实现电能量供给、转换、存储、消费等，例如天然气三联供是发电设备，热泵、电采暖、空调等是用电设备，电化学储能可充可放属于双向设备。这些设备有机组合在一起，使得综合能源系统可随着电力现货市场的价格信号采取多种不同的运行策略。由此，电力现货市场正式运行深刻影响综合能源系统的电价输入、运行策略和服务需求，为系统优化和行业发展创造“新空间”。
一是电力现货市场为综合能源系统用电价格创造优化空间，更好发挥综合能源系统成本优势。电价影响对综合能源系统来讲是最重要的。以往综合能源系统以工商业目录电价为输入，用电成本较为固定；现在演变为中长期交易电价，据调研，用户普遍表示用电成本有所抬高；未来将逐步接受现货电价，考虑到现货市场日前、实时出清电价波动大，用电成本将可高可低。如果综合能源系统可以在低电价时段大量用电和储电，在高电价时段不用电或自供电，则会大幅降低电费成本，提高利润率。
二是电力现货市场为综合能源系统运行策略创造调整空间，更好体现综合能源系统快速响应优势。由于电价输入发生重大变化，能源系统运行调控策略变得更为重要，需要根据实时动态变化的价格信号不断进行优化，在满足运行边界约束的条件下，通过快速响应以实现能源系统最优运行。综合能源系统的设备单元响应速度均较快，分钟级响应的设备单元有热泵、空调、电化学储能等，1小时内可响应的设备有冷水机组、天然气三联供等。因此，综合能源系统可以根据实时市场15分钟滚动出清的价格，进一步精细化调节未来1小时至4小时节点的设备运行状态，甚至快速启停。
三是电力现货市场为综合能源系统平台建设、管理优化等创造需求空间，带来综合能源行业新增长点。不管拥有综合能源系统的用户主体是批发用户直接参与市场交易，还是委托售电公司或电网企业代理购电，都需要投入一定的时间精力，甚至成本，系统性了解、测算自身的可调节能力，制定交易策略或更省钱的购电合约。直接参与市场的用户还需要及时进行电价预测、参与交易报量报价（或不报价）、获取出清电价信息、优化报价行为等，这就需要管理平台、管理机制、交易能力等作为配套，这些业务也会成为综合能源服务行业新的增长点。
四是电力现货市场为综合能源系统电力间接碳排放创造下调空间，助力综合能源系统实现绿色低碳运行。除了保障性收购电量，部分新能源发电进入现货市场，并在光伏大发的午间，使现货市场形成明显的低谷电价。清华大学江亿院士提出电力动态碳排放因子的概念，根据这一概念，午间电力碳排放因子极低，从而用户电力间接碳排放量也随之降低。因此，综合能源系统大量使用午间低谷电，不仅能够降低用电成本，还可以降低碳排放量，是一箭双雕的好方式。
电力现货市场价格信号将引导综合能源系统柔性资源调整24小时供用电模式，形成“现货市场电能量价格预判→综合能源系统运行优化策略制定与现货市场日前交易→现货市场日前出清→综合能源系统根据日前出清结果再优化→综合能源系统根据实时市场出清价格滚动优化”的传导路径，从而孕育新的商业模式和行业发展机遇。
一是利用偏差结算机制实现小幅盈利。体量较大的用户侧综合能源系统可作为独立用户参与电力市场交易，目前主要是作为用电主体购电，报量不报价，接受市场价格。在现货市场，用户在申报曲线%上下限范围内的偏差电量按照现货价格进行结算，因此在准确预判日前电价或已知实时电价的情况下，在20%上下限范围内对综合能源系统进行精细化调节，价低时多用电20%，价高时少用电20%，则可小幅降低用电成本。
二是依托柔性资源调节能力争取购电优惠。目前大部分拥有综合能源系统的用户与售电公司签订代理购电合同。售电公司作为用户与电力现货市场的中间环节，希望用户能够按照合同约定曲线精准用电，但实际运行总会有所偏差。因此，售电公司一方面签订大量负荷稳定的用户，例如数据中心，形成较高的基础负荷，另一方面签订大量具有柔性资源的用户，随时调节用电行为，减少偏差。因此，现货市场推行后，柔性资源丰富的综合能源系统用户具有较强的谈判能力，可与售电公司争取更大的购电优惠。
三是参与虚拟电厂聚合获得收益分成。虚拟电厂是电力市场中的新兴主体。由于综合能源系统柔性可调设备在响应时长、响应速度、响应规模等方面存在较大差异，综合能源系统可作为一个柔性资源被虚拟电厂聚合参与现货市场，也可以是其中的某个设备作为一个柔性资源被聚合。目前国内虚拟电厂多以第二种形式为主，即聚合海量单一品种设备，例如储能、空调、充电桩等。随着虚拟电厂技术和业态的不断成熟，综合能源系统整体聚合也将逐步普及。
四是为用户延伸提供实时碳排放量测算服务。这是依托现货市场实现的一种远期商业模式设想。目前综合能源服务商能够根据下网电量、绿电交易量和电力碳排放因子等计算电力间接碳排放量，为用户提供年度或阶段性碳盘查服务。但随着碳排放双控制度的建设，用户对自身碳排放量测算的实时性要求将有所提高。综合能源服务商若能依托电力现货市场结算数据实时计算电力间接碳排放量，或推动地方政府和电力公司实时公布电力碳排放因子，则能为用户提供碳排放量实时监测分析服务，并推动综合能源系统低碳运行、引导用户优化碳排放行为。
由于电力现货市场建设处于初期，综合能源系统参与电力现货市场更属于前瞻性课题，需要全行业共同研究、共同探索，结合当前发展形势和问题，提出以下行业发展建议：
一是建议电力现货市场建设者在电力现货市场中明确综合能源系统的参与主体地位，并明确参与方式，支持成为发电和用电双向主体。远期可考虑依据实时结算数据发布实时碳排放因子。
二是建议综合能源服务商紧密跟踪电力市场建设进展，研究现货市场机制，积极试点综合能源系统参与现货市场交易，创新商业模式，寻找新的利润增长点。
三是建议科研单位、技术公司、综合能源服务商等联合开展技术创新，提高现货市场下综合能源系统优化调控的系统安全性、供能可靠性，通过能源信息技术融合打破“能源不可能三角”，使综合能源系统运行实现更经济、更绿色、更安全。
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