山东电力现货市场建设历程

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作为全国首批八个电力现货市场建设试点之一，自2017年8月启动试点建设工作以来，山东省积极稳妥推进电力现货市场建设。从2021年12月1日启动第五次结算试运行以来，连续结算试运行已超过19个月，电力现货市场运行至今，市场交易平稳有序，电网运行安全稳定，市场主体反映良好，通过结算试运行工作，市场机制得到验证，市场体系逐步完善。《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行工作的通知（含附件）》（鲁监能市场函〔2022〕8号）进一步明确建立中长期市场、现货市场、零售市场和辅助服务市场衔接有序的电力市场体系，并不断优化中长期交易品种，完善零售市场分时价格机制，推动现货市场分时价格向中长期市场、零售市场传导。

在电力市场建设过程中，建立并不断完善新能源电站、地方公用燃煤电厂、独立储能电站、虚拟电厂等主体参与市场交易机制，市场主体不断丰富并积极参与现货市场。截至六月，山东省发电侧自主参与市场交易的直调公用电厂共54家（157台机组）、独立储能10家、自愿全电量参与市场的集中式新能源场站28家、地方公用电厂2家。全体工商业用户参与市场交易和结算，用户侧售电公司92家（共代理21.8万户零售用户）、批发用户13家，其他工商业用户由电网企业代理参与市场结算。

山东电力现货市场的先进经验

一是创新建立全国首个电力现货市场容量补偿机制。通过对比分析国际上容量市场、稀缺定价、容量补偿等机制的适用范围和优缺点，山东省于2020年在全国率先对容量机制进行了探索。采用容量补偿机制起步，根据发电机组折旧、职工薪酬、材料费、修理费、其他费用等固定成本，确定容量补偿电价标准。容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。2022年将补偿机组范围由煤电机组扩大为煤电、新能源发电和储能电站等，综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素，给予各类机组容量补偿。容量补偿机制的建立，有利于保障发电容量的充裕性和电力长期可靠供应，有效促进了发电企业合理安排检修计划、优化运行方式。

二是持续优化现货规则和核心出清算法。按照“边运行、边完善、边提高”的思路，建立市场规则、方案动态完善调整机制，结合省内市场运行情况，先后6次优化调整市场交易规则。除建立容量补偿机制外，改进创新十点斜线式报价机制，使出清结果更优化。市场出清计算中，根据精度要求和计算效率对报价进行阶梯化分解，实现机组十点斜线式报价，斜线式报价可有效防止出清价格阶跃，保障机组出力更加均衡，系统爬坡能力更为灵活，系统安全裕度更大，有效促进了电力现货市场公平竞争。同时，3至7天长周期机组组合出清方法，保障现货交易出清效率和安全保供，有力支撑电力现货市场长周期试运行。

三是推动实现更合理的市场分时价格。现货出清价最高可达1.5元/千瓦时，最低可至-0.1元/千瓦时，有效反映分时电力供需形势。从2023年起，根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考现货电能量市场分时电价信号，在全体工商业用户中试行基于峰荷责任法的容量补偿电价机制与零售套餐分时价格约束机制，容量补偿分时峰谷系数划分后尖峰系数为深谷系数的20倍，同时明确了零售合同峰谷时段要求及浮动比例，高峰时段均价在平段均价基础上上浮不低于50%，低谷时段均价在平段均价基础上下浮不低于50%。一系列机制的完善进一步拉大峰谷分时价差，将现货电价反应的供需信号充分向终端用户传导，引导电力用户削峰填谷、错峰用电。

实践表明电力现货可

有效促进能源转型和电力保供

电力现货市场有效促进了电力资源优化配置。2021年12月电力现货市场试运行以来，山东电力现货市场持续优化新能源、地方燃煤电厂、自备电厂和独立储能设施等多元市场主体交易机制，激发了储能电站、地方燃煤电厂、自备电厂等主体入市意愿。市场价格信号充分引导市场主体优化报价策略，促进大容量、高效能机组多发，低效能机组少发，提升发电侧资源优化配置能力。更合理的分时电价信号有效助力顶峰压谷、削峰填谷。山东电力现货市场出清电价最高达1.5元/千瓦时，有效激励机组在电力供应紧张时期顶峰发电。低负荷时段和新能源发电高峰时段，现货市场电价可低至-0.1元/千瓦时，引导发电机组深度调峰。同时，峰谷高价差引导用户削峰填谷，增强用电需求管理，有效减轻了系统调峰压力。特别是6月份容量电价与零售分时时段调整为夏季模式后，300万千瓦午峰负荷转移至后夜，市场分时电价机制对用户用电行为引导作用明显，有效缓解了系统调节压力。电力现货市场大幅提升新能源消纳能力。山东积极探索新能源参与电力现货市场机制，推动新能源与火电机组同台竞争，以市场方式促进变动成本更低的新能源优先消纳。签订中长期合约的机组按照全电量入市进行结算，不签订中长期合约的机组事后按照实际发电曲线的90%给定中长期合约，不同选择方式有效引导了新能源机组参与电力现货市场。新能源大发时段，市场出清电价较低，有效引导了火电机组、储能电站积极参与调峰。特别是现货下的容量机制分时改革和零售分时改革进一步促进新能源大发时段用电负荷增长，1至5月实现全网可调节负荷中午填谷350万千瓦、晚峰削减200万千瓦的负荷转移效果，午间新能源消纳空间大幅增长，相当于12台30万级别抽蓄或35台10万千瓦电化学储能所具备的调峰能力。

面临的挑战及展望

随着新型电力系统建设的持续推进，新能源消纳和能源保供安全矛盾问题突出，能源结构转型成为山东电力市场建设工作面临的主要问题。

预计2023年底山东新能源装机将达到8500万千瓦，2030年风光装机将达到1.8亿千瓦，其中分布式光伏装机和电量占比持续快速提升。国家规定2030年新能源全面参与市场，但是并未明确新能源参与电力市场的具体方式和路线，此外，分布式光伏缺少与市场衔接的机制。新能源如何更高比例参与市场，将是山东电力市场建设面临的关键问题。

一直以来，山东电力市场建设相关责任部门以极大的勇气和坚持，极高的智慧和创造力，为全国电力现货市场建设开拓出可供借鉴的“山东模式”。相信未来市场机制的进一步完善会促进解决能源转型过程中的各种问题，进一步明确市场中的各种经济关系，以市场价格信号有力促进电力保供和新型电力系统建设。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者为电力行业从业者。

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