经济导报记者 吴淑娟 通讯员 丁会芳 魏景禹 王斌

　　6月17日，国家能源局山东监管办公室会同山东省发展和改革委员会、山东省能源局按照国家政策要求，依程序顺利实现山东电力现货市场转入正式运行。

　　山东是我国首批电力现货试点建设单位之一。试点建设以来，山东积极探索创新，在前期试运行经验的基础上，于2021年12月1日启动电力现货市场长周期结算试运行，截至2024年6月16日已连续不间断运行929天，经历了电煤高价、供需波动、极端天气等多重场景考验。

　　2017年8月，国家发展改革委、国家能源局联合发文，选择南方（以广东起步）、内蒙古西部、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，正式启动电力现货市场建设试点工作。2023年底，山西、广东电力现货市场已陆续“转正”。

　　随着落实碳达峰碳中和目标、构建新型电力系统加快推进，我国能源电力发展格局和市场环境发生深刻变化。一方面，用电负荷冬夏双峰特征日益明显。受电能消费比重上升、煤电发展空间受限及新能源“大装机小电量”等因素影响，电力供需呈现阶段性趋紧态势，亟须探索建立供电保障兜底机制，确保电力安全可靠供应。另一方面，新能源将逐步成为主力电源，煤电将向基础保障性调节性电源转变。传统以电量竞争为主的市场机制，无法准确体现电力市场各经营主体为系统提供的电能量价值、容量价值、安全价值、绿色价值，不利于保障新型电力系统安全稳定运行，也难以平衡多元经营主体利益，需加快建立适应新型电力系统的市场机制，引导全社会公平承担新能源消纳责任和系统容量、调节成本，实现促进能源转型和经济高效的有机统一。

　　针对能源电力安全保供，山东电力现货市场通过选定适宜市场模式、优化热电解耦出清方式、设置合理市场价格限值、建立容量补偿机制、制定分时电价传导机制等做法，实现了市场环境下电力安全保供。

　　市场模式方面，山东电力现货市场在设计之初便选择了现货全电量出清、中长期交易差价结算的集中式市场模式，电力现货市场出清采用安全约束机组组合与安全约束经济调度算法，兼顾了市场交易组织与电力系统安全运行要求，同时采用分时节点价格机制，形成反映电能时空价值的价格信号。

　　制定分时电价传导机制方面，山东创新实施现货市场分时电价全链条传导机制，以现货市场分时价格信号为指导，优化工商业分时电价与分时零售套餐约束机制，同步适时调整代理购电用户分时电价浮动比例和峰谷时长等参数，实现现货市场分时价格信号向终端用户的有效传导。

　　一系列“组合拳”下，电力保供能力显著提升。据国网山东电力调控中心现货市场处处长马强介绍，2023年迎峰度夏期间，高峰高价激励煤电机组发电能力提升270万千瓦，激发独立储能顶峰放电能力充分释放，分时电价机制引导市场化用户晚高峰移峰200万千瓦，将有力保障电力安全可靠供应。

　　针对新能源消纳难题，山东省通过引入新型储能等多元主体参与电力现货交易、设置合理的价格限值、制定分时电价传导机制、推动电力调频、爬坡辅助服务市场建设等措施，对于激励各类主体参与电力系统调节，挖掘新能源消纳空间发挥了积极作用。

　　比如，现货市场低谷低价和分时电价信号的充分传导，充分调动了各类资源参与新能源消纳。在新能源大发、电力需求下降的低谷时段，现货市场低电价激励煤电机组深调371万千瓦，分时电价机制引导市场化用户午间填谷500万千瓦，有效促进了新能源消纳，推动了能源结构转型和绿色低碳发展。

　　同时，山东还积极推动集中式新能源企业入市，鼓励集中式新能源企业自愿选择全电量参与中长期和现货交易。不选择全量参与电力市场交易的新能源企业则以实际发电量的10%参与现货市场结算。截至2023年底，山东564家集中式新能源场站中，有44家风电场站选择全电量入市，通过电力市场交易实现新能源发电价值。

　　当前，新型储能、虚拟电厂、负荷聚集商等各类新型经营主体迅速发展。对于这一新趋势，山东电力现货市场不断完善各类经营主体参与模式，建立了独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的市场盈利机制，明确新能源与配建储能联合入市规则，出台新能源配储转独立储能的技术条件、支持长时储能试点应用的若干措施。此外，还创新构建了虚拟电厂参与现货市场交易相关机制。

　　数据显示，目前山东电力现货市场已有28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化参与现货市场交易，有效促进了新型储能产业健康发展。