經濟導報記者 吳淑娟 通訊員 丁會芳 魏景禹 王斌
6月17日，國家能源局山東監管辦公室會同山東省發展和改革委員會、山東省能源局按照國家政策要求，依程序順利實現山東電力現貨市場轉入正式運行。
山東是我國首批電力現貨試點建設單位之一。試點建設以來，山東積極探索創新，在前期試運行經驗的基礎上，于2021年12月1日啟動電力現貨市場長周期結算試運行，截至2024年6月16日已連續不間斷運行929天，經歷了電煤高價、供需波動、極端天氣等多重場景考驗。
2017年8月，國家發展改革委、國家能源局聯合發文，選擇南方（以廣東起步）、內蒙古西部、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批試點，正式啟動電力現貨市場建設試點工作。2023年底，山西、廣東電力現貨市場已陸續“轉正”。
隨著落實碳達峰碳中和目標、構建新型電力系統加快推進，我國能源電力發展格局和市場環境發生深刻變化。一方面，用電負荷冬夏雙峰特征日益明顯。受電能消費比重上升、煤電發展空間受限及新能源“大裝機小電量”等因素影響，電力供需呈現階段性趨緊態勢，亟須探索建立供電保障兜底機制，確保電力安全可靠供應。另一方面，新能源將逐步成為主力電源，煤電將向基礎保障性調節性電源轉變。傳統以電量競爭為主的市場機制，無法準確體現電力市場各經營主體為系統提供的電能量價值、容量價值、安全價值、綠色價值，不利于保障新型電力系統安全穩定運行，也難以平衡多元經營主體利益，需加快建立適應新型電力系統的市場機制，引導全社會公平承擔新能源消納責任和系統容量、調節成本，實現促進能源轉型和經濟高效的有機統一。
針對能源電力安全保供，山東電力現貨市場通過選定適宜市場模式、優化熱電解耦出清方式、設置合理市場價格限值、建立容量補償機制、制定分時電價傳導機制等做法，實現了市場環境下電力安全保供。
市場模式方面，山東電力現貨市場在設計之初便選擇了現貨全電量出清、中長期交易差價結算的集中式市場模式，電力現貨市場出清采用安全約束機組組合與安全約束經濟調度算法，兼顧了市場交易組織與電力系統安全運行要求，同時采用分時節點價格機制，形成反映電能時空價值的價格信號。
制定分時電價傳導機制方面，山東創新實施現貨市場分時電價全鏈條傳導機制，以現貨市場分時價格信號為指導，優化工商業分時電價與分時零售套餐約束機制，同步適時調整代理購電用戶分時電價浮動比例和峰谷時長等參數，實現現貨市場分時價格信號向終端用戶的有效傳導。
一系列“組合拳”下，電力保供能力顯著提升。據國網山東電力調控中心現貨市場處處長馬強介紹，2023年迎峰度夏期間，高峰高價激勵煤電機組發電能力提升270萬千瓦，激發獨立儲能頂峰放電能力充分釋放，分時電價機制引導市場化用戶晚高峰移峰200萬千瓦，將有力保障電力安全可靠供應。
針對新能源消納難題，山東省通過引入新型儲能等多元主體參與電力現貨交易、設置合理的價格限值、制定分時電價傳導機制、推動電力調頻、爬坡輔助服務市場建設等措施，對于激勵各類主體參與電力系統調節，挖掘新能源消納空間發揮了積極作用。
比如，現貨市場低谷低價和分時電價信號的充分傳導，充分調動了各類資源參與新能源消納。在新能源大發、電力需求下降的低谷時段，現貨市場低電價激勵煤電機組深調371萬千瓦，分時電價機制引導市場化用戶午間填谷500萬千瓦，有效促進了新能源消納，推動了能源結構轉型和綠色低碳發展。
同時，山東還積極推動集中式新能源企業入市，鼓勵集中式新能源企業自愿選擇全電量參與中長期和現貨交易。不選擇全量參與電力市場交易的新能源企業則以實際發電量的10%參與現貨市場結算。截至2023年底，山東564家集中式新能源場站中，有44家風電場站選擇全電量入市，通過電力市場交易實現新能源發電價值。
當前，新型儲能、虛擬電廠、負荷聚集商等各類新型經營主體迅速發展。對于這一新趨勢，山東電力現貨市場不斷完善各類經營主體參與模式，建立了獨立儲能“電能量收益+容量補償+租賃收益”的市場盈利機制，明確新能源與配建儲能聯合入市規則，出臺新能源配儲轉獨立儲能的技術條件、支持長時儲能試點應用的若干措施。此外，還創新構建了虛擬電廠參與現貨市場交易相關機制。
數據顯示，目前山東電力現貨市場已有28家獨立儲能電站和2座風電場配建儲能常態化參與現貨市場交易，有效促進了新型儲能產業健康發展。
