電力現貨市場加速“轉正”
2017年8月，國家發展改革委、國家能源局聯合發文，選擇南方(從廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅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”。
6月17日，國家能源局山東監管辦公室會同山東省發展改革委、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市場試點建設地區之一。山東電力調控中心現貨市場處處長馬強介紹，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日起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。
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，亟需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。
電力規劃設計總院市場研究院副院長凡鵬飛表示，破解以上問題，需從更高層面完善頂層設計，加快建設全國統一電力市場體系。電力現貨市場在優化資源配置、提升電力安全保供能力、促進可再生能源消納等方面作用顯著，是重中之重。
記者了解到，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，有效實現現貨市場分時價格信號向終端用戶的有效傳導。
通過一系列“組合拳”，電力保供能力顯著提升。馬強透露，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，有力保障了電力安全可靠供應。
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、負荷聚合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。
當前我國新能源保持高速發展，但新能源整體入市進度緩慢，大量未入市新能源逐步推高市場偏差費用，不利于市場健康運行。“要加快推進新能源入市步伐。”凡鵬飛建議，在構建新型電力系統與全國統一電力市場雙重背景下，進一步完善適應新型主體的現貨市場機制，創新探索容量市場等機制建設，持續發揮電力現貨市場建設試點的示范作用。
