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山東電力現(xiàn)貨市場建設歷程
作為全國首批八個電力現(xiàn)貨市場建設試點之一，自2017年8月啟動試點建設工作以來，山東省積極穩(wěn)妥推進電力現(xiàn)貨市場建設。從2021年12月1日啟動第五次結算試運行以來，連續(xù)結算試運行已超過19個月，電力現(xiàn)貨市場運行至今，市場交易平穩(wěn)有序，電網(wǎng)運行安全穩(wěn)定，市場主體反映良好，通過結算試運行工作，市場機制得到驗證，市場體系逐步完善?！蛾P于做好2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作的通知（含附件）》（魯監(jiān)能市場函〔2022〕8號）進一步明確建立中長期市場、現(xiàn)貨市場、零售市場和輔助服務市場銜接有序的電力市場體系，并不斷優(yōu)化中長期交易品種，完善零售市場分時價格機制，推動現(xiàn)貨市場分時價格向中長期市場、零售市場傳導。
在電力市場建設過程中，建立并不斷完善新能源電站、地方公用燃煤電廠、獨立儲能電站、虛擬電廠等主體參與市場交易機制，市場主體不斷豐富并積極參與現(xiàn)貨市場。截至六月，山東省發(fā)電側自主參與市場交易的直調公用電廠共54家（157臺機組）、獨立儲能10家、自愿全電量參與市場的集中式新能源場站28家、地方公用電廠2家。全體工商業(yè)用戶參與市場交易和結算，用戶側售電公司92家（共代理21.8萬戶零售用戶）、批發(fā)用戶13家，其他工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理參與市場結算。
山東電力現(xiàn)貨市場的先進經(jīng)驗
一是創(chuàng)新建立全國首個電力現(xiàn)貨市場容量補償機制。通過對比分析國際上容量市場、稀缺定價、容量補償?shù)葯C制的適用范圍和優(yōu)缺點，山東省于2020年在全國率先對容量機制進行了探索。采用容量補償機制起步，根據(jù)發(fā)電機組折舊、職工薪酬、材料費、修理費、其他費用等固定成本，確定容量補償電價標準。容量補償費用從用戶側收取，收取標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅）。2022年將補償機組范圍由煤電機組擴大為煤電、新能源發(fā)電和儲能電站等，綜合考慮發(fā)電機組類型、投產(chǎn)年限、可用狀態(tài)等因素，給予各類機組容量補償。容量補償機制的建立，有利于保障發(fā)電容量的充裕性和電力長期可靠供應，有效促進了發(fā)電企業(yè)合理安排檢修計劃、優(yōu)化運行方式。
二是持續(xù)優(yōu)化現(xiàn)貨規(guī)則和核心出清算法。按照“邊運行、邊完善、邊提高”的思路，建立市場規(guī)則、方案動態(tài)完善調整機制，結合省內市場運行情況，先后6次優(yōu)化調整市場交易規(guī)則。除建立容量補償機制外，改進創(chuàng)新十點斜線式報價機制，使出清結果更優(yōu)化。市場出清計算中，根據(jù)精度要求和計算效率對報價進行階梯化分解，實現(xiàn)機組十點斜線式報價，斜線式報價可有效防止出清價格階躍，保障機組出力更加均衡，系統(tǒng)爬坡能力更為靈活，系統(tǒng)安全裕度更大，有效促進了電力現(xiàn)貨市場公平競爭。同時，3至7天長周期機組組合出清方法，保障現(xiàn)貨交易出清效率和安全保供，有力支撐電力現(xiàn)貨市場長周期試運行。
三是推動實現(xiàn)更合理的市場分時價格?，F(xiàn)貨出清價最高可達1.5元/千瓦時，最低可至-0.1元/千瓦時，有效反映分時電力供需形勢。從2023年起，根據(jù)山東電力系統(tǒng)用電負荷或凈負荷特性變化，參考現(xiàn)貨電能量市場分時電價信號，在全體工商業(yè)用戶中試行基于峰荷責任法的容量補償電價機制與零售套餐分時價格約束機制，容量補償分時峰谷系數(shù)劃分后尖峰系數(shù)為深谷系數(shù)的20倍，同時明確了零售合同峰谷時段要求及浮動比例，高峰時段均價在平段均價基礎上上浮不低于 50%，低谷時段均價在平段均價基礎上下浮不低于 50%。一系列機制的完善進一步拉大峰谷分時價差，將現(xiàn)貨電價反應的供需信號充分向終端用戶傳導，引導電力用戶削峰填谷、錯峰用電。
實踐表明電力現(xiàn)貨可有效促進能源轉型和電力保供
電力現(xiàn)貨市場有效促進了電力資源優(yōu)化配置。2021年12月電力現(xiàn)貨市場試運行以來，山東電力現(xiàn)貨市場持續(xù)優(yōu)化新能源、地方燃煤電廠、自備電廠和獨立儲能設施等多元市場主體交易機制，激發(fā)了儲能電站、地方燃煤電廠、自備電廠等主體入市意愿。市場價格信號充分引導市場主體優(yōu)化報價策略，促進大容量、高效能機組多發(fā)，低效能機組少發(fā)，提升發(fā)電側資源優(yōu)化配置能力。更合理的分時電價信號有效助力頂峰壓谷、削峰填谷。山東電力現(xiàn)貨市場出清電價最高達1.5元/千瓦時，有效激勵機組在電力供應緊張時期頂峰發(fā)電。低負荷時段和新能源發(fā)電高峰時段，現(xiàn)貨市場電價可低至-0.1元/千瓦時，引導發(fā)電機組深度調峰。同時，峰谷高價差引導用戶削峰填谷，增強用電需求管理，有效減輕了系統(tǒng)調峰壓力。特別是6月份容量電價與零售分時時段調整為夏季模式后，300萬千瓦午峰負荷轉移至后夜，市場分時電價機制對用戶用電行為引導作用明顯，有效緩解了系統(tǒng)調節(jié)壓力。電力現(xiàn)貨市場大幅提升新能源消納能力。山東積極探索新能源參與電力現(xiàn)貨市場機制，推動新能源與火電機組同臺競爭，以市場方式促進變動成本更低的新能源優(yōu)先消納。簽訂中長期合約的機組按照全電量入市進行結算，不簽訂中長期合約的機組事后按照實際發(fā)電曲線的90%給定中長期合約，不同選擇方式有效引導了新能源機組參與電力現(xiàn)貨市場。新能源大發(fā)時段，市場出清電價較低，有效引導了火電機組、儲能電站積極參與調峰。特別是現(xiàn)貨下的容量機制分時改革和零售分時改革進一步促進新能源大發(fā)時段用電負荷增長，1至5月實現(xiàn)全網(wǎng)可調節(jié)負荷中午填谷350萬千瓦、晚峰削減20012臺30萬級別抽蓄或35臺10萬千瓦電化學儲能所具備的調峰能力。
面臨的挑戰(zhàn)及展望
隨著新型電力系統(tǒng)建設的持續(xù)推進，新能源消納和能源保供安全矛盾問題突出，能源結構轉型成為山東電力市場建設工作面臨的主要問題。
預計2023年底山東新能源裝機將達到8500萬千瓦，2030年風光裝機將達到1.8億千瓦，其中分布式光伏裝機和電量占比持續(xù)快速提升。國家規(guī)定2030年新能源全面參與市場，但是并未明確新能源參與電力市場的具體方式和路線，此外，分布式光伏缺少與市場銜接的機制。新能源如何更高比例參與市場，將是山東電力市場建設面臨的關鍵問題。
一直以來，山東電力市場建設相關責任部門以極大的勇氣和堅持，極高的智慧和創(chuàng)造力，為全國電力現(xiàn)貨市場建設開拓出可供借鑒的“山東模式”。相信未來市場機制的進一步完善會促進解決能源轉型過程中的各種問題，進一步明確市場中的各種經(jīng)濟關系，以市場價格信號有力促進電力保供和新型電力系統(tǒng)建設。
本文系《中國電力企業(yè)管理》獨家稿件，作者為電力行業(yè)從業(yè)者。
