实践 | 山西电力现货市场建设经验分析

巩固与发展山西电力现货市场途径之探索

国网山西省电力公司 高鹏 韩丽萍

   电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，建设全国统一电力市场体系是我国电力市场化改革的关键一环。党中央、国务院对全国统一电力市场建设非常重视，党的二十届三中全会特别提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。国家电网有限公司在全国统一电力市场建设方面迈出重要一步，目前在其经营区域内已有多个电力现货市场转入正式运行。其中，2023年12月22日，经过5年的筹备，山西电力现货市场成为全国首个转入正式运行的省级电力现货市场，这既是山西电力现货市场发展的新起点，也是全国现货市场建设的里程碑，标志着全国统一电力市场体系建设进入加速推进的新阶段。

   山西作为能源大省，通过一系列变革性、牵引性、标志性重大举措，推动多个能源领域改革实现突破，特别在电力现货市场实践中蹚出一些新路径和新模式，建立了“全电力优化、新能源优先”（以省间交易结果为边界，“省内负荷+外送”全电力需求作为优化空间，优先安排新能源发电）的省级现货市场，有力支撑“中长期+现货+辅助服务+零售市场+绿电绿证”五位一体、“省内+省间”协同运行的电力市场体系，并将继续探索构建一个更加灵活、具有特色的新型电力现货市场。国网山西省电力公司董事长王政涛曾撰文《打造全国领先省级电力市场 服务能源转型高质量发展》提出，国网山西电力将持续构建适应新型电力系统发展的市场化交易体系，通过巩固市场基础，强化市场机制创新，充分发挥现货市场作用，更好服务山西能源转型高质量发展。

   笔者从巩固与发展电力现货市场着手，对山西电力现货市场的5年发展过程作一次梳理与浅析，并立足山西现货市场发展现状，提出建设性意见与建议，抛砖引玉，期冀更多的同仁认清发展现货市场的重要意义及前景，凝聚共识、合力推进电力现货市场建设。

1电力现货市场发展分析

 （一）全国电力现货市场建设现状

   2015年，随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的颁布，我国电力现货市场建设稳步推进。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）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃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。2021年4月又联合发文确定上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6个地区为第二批试点。2023年以来，全国电力现货市场建设步入快车道：国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行；山西、广东、山东、甘肃电力现货市场先后由结算试运行转入正式运行；省间电力现货市场转正式运行启动仪式在北京举行。目前，更多的省级现货市场有望开展试运行与试结算，南方区域电力现货市场圆满实现首次全域结算试运行。

   加快推动现货市场建设从试点走向全国，才能在全球化和能源转型背景下，更好地应对电力供需波动和新能源接入带来的不确定性，进一步促进资源要素在更大范围内流动，实现推动发展新质生产力战略目标和电力市场化改革目标任务，助力全国统一电力市场体系建设。

 （二）山西电力现货市场建设概要

   山西电力现货市场建设，是山西能源革命综合改革试点的一个重要组成部分，是国家电网经营区内试运行时间最早、结算试运行时间最长、经营主体类型最全的电力现货市场，经过5年的模拟运行、试运行后，于2023年12月22日转入正式运行，成为全国首个正式运行的现货市场，标志着山西电力现货市场建设进入新发展阶段。

   目前，山西电力现货市场已聚集了156台火电机组、613座新能源场站、200多家售电公司和90余万用户，以及独立储能电站和虚拟电厂各4座。

   回顾山西现货市场建设历程，山西通过加强组织建设、优化运行机制、完善服务平台等一系列“组合拳”，保障山西电力现货市场实现加速“转正”。具体表现在以下三个方面。

   组织保障方面。现货市场建设之初，国网山西电力成立了现货市场处，承担政策研究、市场分析、风险防控和合规管理工作，保障市场更加高效可靠运营；建设期间配合组织成立了各方专家参加的调研组，开展访谈、评估、交流等活动，在11个地市配合召开了13场座谈会，听取了40多家市场主体的意见建议；正式运行前配合邀请第三方机构对山西现货市场建设发展进行全方位评估，通过现场跟踪、系统测试、问卷调查、书面函询、专家访谈等多种方式对山西现货市场的运行绩效、市场规则体系、技术支持系统、市场建设的合规程度、市场风险等方面开展评估，向市场主体发放调查问卷，与16位国内行业专家进行交流，顺利完成山西现货市场正式运行的第三方评估。

   运行保障方面。推动山西电力市场规则体系滚动修订至V14.0版，并以规范性文件印发，特别是建立费用分摊返还机制，有效解决了困扰市场建设的不平衡资金问题，保障山西电力市场健康有序运营。完善中长期交易和抽蓄电站价格形成机制，2座独立储能电站、虚拟电厂参与市场，市场主体类型不断丰富，启动新能源+电动汽车智慧互动响应交易，健全辅助服务市场机制，一次调频、正备用辅助服务市场启动试运行。

   服务保障方面。建成电力市场全景监测平台，实现电网运行、市场交易、用户计量、电费结算数据实时贯通，全方位、多维度监测市场运行状态。全国首批建成电商化零售平台，有效促进上下游价格传导。设计分时价格零售套餐，畅通分时电价信号向终端用户的传导。上线“e-交易”App，为用户提供注册入市到自主交易“一站式”服务，实现电力批发与零售市场信息“掌上阅、随时阅”。

2探讨与分析

   从实际运行来看，山西电力现货市场通过选定适宜市场模式、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，反映实时电力供需的价格机制已基本建立，市场决定资源配置的作用日渐凸显，交易机制不断完善、交易规模快速增长，主体多元、竞争有序的电力交易格局已初步形成，实现了市场环境下电力安全保供。现货市场发展在带来好处的同时，也带来了风险与挑战。整体来看，现阶段制约现货市场发展的因素还比较多，主要体现在以下几个方面。

 （一）市场监管机制有待加强

   随着山西电力现货市场正式运行和更加丰富多元的主体进入市场，需要持续升级市场监管机制设计，建立市场准入承诺制、包容审慎监管机制，健全市场运营管理体系，为不同市场参与主体创造宽松的市场竞争环境。应当强调的是，在完善市场监管机制的前提下，必须在全省范围内构建政企沟通平台，开展电力现货市场服务的提升活动，推动政府部门、电网企业、售电单位、发电企业等多方的深入交流，充分凝聚全社会的市场意识，共同建设发展山西电力现货市场。

 （二）市场交易机制有待完善

   经营主体的类型越来越多样，运行特性各异，单一的市场交易机制无法兼顾各方的交易需求，需要结合山西实际，创新商业模式，建立新产业激励机制，优化和丰富交易零售套餐，让市场价格信号引导各类主体积极参与电力市场。山西在新能源入市方面做过一些探索，允许新能源自由选择是否愿意继续保留保障性电量，允许报量不报价时申报交易曲线和功率预测曲线解耦等，这些都是新能源参与市场交易机制设计的良好实践。此外，还需做好供需对接，积极开展信息交流，促进市场各方信息共享互通；优化规则体系，挖掘需求侧调节能力，有序引导电动汽车、新型储能、虚拟电厂等新型经营主体健康发展，构建新的市场生态。

 （三）市场价格机制有待完善

   价格机制是市场交易机制的关键，目前，山西已实现了中长期分时段交易，形成引导各方响应的分时电价信号，在交易时序、价格机制上实现“小时级”衔接现货市场，推动中长期电量交易向电力交易转变。此外，还探索抽蓄电站两部制电价参与现货市场。山西电力现货已转入正式运行，与现货市场如影随形的复杂价格激励机制还有很多功课要做，需要继续加强设计，落实电价机制，深入研究具备灵活性调节能力资源价格形成机制，加强新质生产力与电力现货市场关系的研究，充分释放抽水蓄能、新型储能等具备灵活调节能力的新型经营主体参与山西现货市场交易的水平和能力，充分发挥虚拟电厂规模化调节能力。

 （四）配套电网建设有待加强

   与普通商品不同，电力现货市场交易的电力商品需要通过输送网络才能从发电企业到达电力用户，输电电网发展推动了电力现货市场建设。近年来，山西电网新能源发电装机占比达到49%，电源开发速度快于配套电网建设。风电、光伏发电项目前期工作起步早、本体工程建设快，大部分可以做到当年核准、当年开工、当年投产，而配套的电网接入工程建设周期相对较长。电网投建滞后限制了并网能力，新能源消纳问题日渐凸显，给现货市场发展带来了挑战，需要继续扩大配套电网建设规模，提升新能源项目与电网建设的协同性。

 （五）市场风险防控有待加强

   山西现货市场正式运行对政府和市场运营机构、电网企业提出更高要求。目前来看，大多数风险预测还是基于事后的分析，仅靠经验和事后出清的现货价格，缺乏对未来价格走势的预判，难以把风险全部识别出来，需要全面地加强风险辨识、监测和防控，建立国内领先的现货市场风险防控和预警监测体系，及时辨识出可能引起现货市场价格大幅波动的因素，以及有可能造成经营主体收益受损的风险和相关舆论舆情风险，及时回应经营主体的关切，包括现货市场价格长期处于上下限，动用市场力导致现货价格明显偏离供需形势等情况，最终通过现货市场保障电网安全平稳运行。

3对山西电力现货市场建设的建议

   山西电力现货市场建设需要立足于山西电力管理体制现状、电力资源和负荷分布特征等基本情况，加强市场机制和运营管理体系建设，支撑山西电力现货市场依法合规、健康有序运行，实现更快更好发展新质生产力，保障电力市场化改革深入推进。

 （一）加强市场机制建设

   要继续完善市场准入制度，确保符合准入条件的参与者进入市场；加强市场信息披露，要求交易机构定期披露交易信息，以提高市场透明度；建立市场风险识别与防范指标体系，制定应急预案并开展应急演练，加强各类交易活动事前事中风险监测与分析能力，以防止市场波动带来的系统性风险；推动辅助服务市场与电力现货市场一体化运营，促进电力资源在更大范围优化配置；构建独立于市场运营机构的区域级自治性议事协调机制，成立由政府、发电方、输电方、购电方、市场运营机构、第三方等类别代表组成的电力市场管理委员会。同时，还要健全经营主体参与现货交易机制，推动电力资源要素灵活高效流动；做好与电能量市场的有效衔接，逐步优化成本传导机制；统筹兼顾开展新能源利用，可考虑建立专门的灵活性市场，引导电力供给和需求更高水平良性互动。

 （二）加快配套电网建设

   从有利于加强电力现货市场考虑，国网山西电力要统筹电网整体规划，加大新能源汇集通道建设力度，争取新能源项目与送出通道同步规划、建设和投运；探索开展新能源项目与用电项目通过电网企业建设专线直连的供电模式，结合新建用电项目推进与公网互联的风光储互补智能微电网项目试点建设；加快推进电网基础设施与智能电网建设，提升并网能力、扩大跨区输电范围、增强系统调节范围；推进“源网荷储一体化”发展，提升新能源自用消纳水平和系统运行安全稳定性。

 （三）推动分布式电源有序发展

   2023年，山西省政府印发了分布式新能源三年发展规划，明确到2025年新增350万千瓦光伏项目。2023年，山西分布式光伏并网228万千瓦，预计2025年并网的规模在200万千瓦左右。有序发展分布式新能源，对于发展山西现货市场具有重要推动作用。国网山西电力正配套建设分布式光伏数字化监控平台，实现对分布式光伏的实时监测和优化调度；加快农村智能配电台区建设，推动农户充分利用屋顶、田间地头空地等区域，开展分布式绿电项目建设，提升农村绿电消费比重，打造绿色制造乡村产业示范；研究和制定分布式光伏项目的技术标准和规范，确保电网安全稳定运行；分区管控分布式光伏发电项目开发区域，对于电网承载能力未得到有效改善的区域暂停新增分布式光伏接入。

 （四）提高气象预测精度

   伴随风电、光伏等新能源在山西现货市场占比逐渐增大，电力现货市场与气象的关系更加紧密。风力、光照等天气状况导致风电、光伏等新能源发电出力的不确定性显著增加，给新能源企业和现货市场健康发展带来较大挑战。国网山西电力非常注重气象预测与现货市场的关联，自现货市场正式运行以来已发布4份监测预警，其中3份是针对雨雪冰冻天气的预警；2024年7月又与山西省气象局共同组建山西电力气象研究中心，针对高低温、大风、暴雨等天气类型，建立了电力气象预警阈值，进一步提升了电力气象预报的精准性。为此，要继续深化山西电力气象研究中心实用化建设，推进覆冰监测装置接入自然灾害监测预警平台，做好重点线路防冰改造；加强专业场景下精准气象预测服务，尤其提高对光伏覆雪、风机覆冰等情况的监测识别能力，避免现货价格大幅波动和经营主体收益受损，保障新能源和现货市场健康发展。

 （五）加强电力金融市场建设

   电力金融市场是对冲市场风险的有效保障，山西电力现货市场常态化运行后配套电力金融市场，可以为现货市场提供风险分散方案，促进电力市场更加公平、透明，更好发展新质生产力。从全国大市场建设展望，建议在省间及省属城市建立两级市场模式，分类、分地开展试点推进；鼓励保险业务进入电力市场，积极开展电力期货和期权市场探索研究；设计多元化的电力期货、期权合约类型，满足企业不同的套期保值需求；建立健全电力金融市场监管规则，完善电力金融产品类型与制度规则、优化交易流程，期待构建机制合理、产品丰富、主体多元、设施完备的山西电力金融市场。

电力现货市场建设是一项长期艰巨的任务，要不断在发展中解决新问题，推动市场建设重要领域和关键环节改革走实走深。下一步，应推动省（区、市）/区域市场与跨省跨区市场有序衔接、联合运行，加快全国统一电力市场体系建设，推动新能源全面参与市场交易，各类经营主体平等竞争、自主选择，让山西电力现货市场建设成为构建全国统一电力市场、支撑国民经济建设和社会高质量发展的可靠支点。