6月17日，山东电力现货市场转入正式运行。这是继广东和山西之后我国第三个电力现货市场转正的试点省份，备受行业内外关注。

　　记者了解到，我国电力市场建设不断完善，初步构建了以中长期交易为“压舱石”、现货交易为“风向标”、辅助服务交易为“调节器”的电力市场体系。上述三个地区开展了各具特色的实践探索，为后续省份发展电力现货市场提供了样本。不过，随着试点加速“转正”，各地在因地制宜开展电力现货市场建设过程中，还需在顶层设计、市场主体参与模式、省间省内市场衔接等方面进行完善与突破。

　　■山东的多个“全国第一”

　　据山东电力调控中心现货市场处处长马强介绍，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日起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、极端天气等多重考验。

　　据悉，山东现货市场试点建设过程中，创造了多个全国第一：第一个允许采用“负电价”，第一个建立容量补偿机制，第一个允许独立储能参与电力现货市场，第一个创新核电保留优先发电量、以全电量报价方式参与市场。数据显示，山东省电力市场参与交易的售电公司数量从2021年12月的71家增加到2024年超过120家。

　　“经过两年多的不间断试运行，山东电力现货市场基本形成多元主体有序竞争的交易格局，并围绕现货市场构建了现货与中长期、辅助服务、零售等其他市场的衔接机制。”电力行业研究专家黄辉在接受《中国能源报》记者采访时表示，“从运行效果上看，在反映电力供需关系、支撑电力可靠供应、促进新能源消纳以及激励调节性资源方面发挥了重要作用，相关的市场方案、交易规则、技术支持系统可以为类似省份的电力现货市场起到很好的示范作用。”

　　山东参与现货市场的主体类型最全，除了煤电、新能源外，还包括自备电厂、核电、抽水蓄能、虚拟电厂等，并且细分了不同主体参与方式。“这些都为北方热电机组和有核电、抽水蓄能的省份参与现货市场提供了借鉴。”黄辉说。

　　■引导供需平衡作用逐步显现

　　2017年8月，国家发改委、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9月18日，《电力现货市场基本规则（试行）》发布，这是2015年新电改以来出台的首份国家层面电力现货市场建设规则。同年11月，国家发改委、国家能源局发布《进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，力促电力现货市场尽快在全国范围内全覆盖。

　　北京电力交易中心副总经理、总工程师常青表示，“目前现货市场引导供需平衡作用逐步显现。国网经营区省间现货市场完成整年连续结算试运行，南方区域现货市场首次实现五省区全域结算试运行。30个省份参与了省间现货市场购售电，经营主体更加活跃，进一步促进清洁能源消纳，发挥了省间电力余缺互济作用。”

　　“电力现货市场是电力市场体系的重要组成部分。虽然我国先有中长期交易后建立现货市场，但随着可再生能源的发展，电力供需不匹配性增大，需要通过实时价格信号发现价格和优化资源配置，现货市场建设已成为我国电力市场改革的关键环节。”黄辉指出，现货市场的正式运行，代表了基本规则、交易流程、风险防控、信息披露等基本处于相对稳定状态，之后可以在逐步优化现货市场运行的基础上，建立健全中长期交易、辅助服务、容量市场等其他配套市场。

　　值得注意的是，山东作为光伏并网第一大省，电力现货市场价格较好地反映了供需关系。数据显示，截至今年一季度，山东的风电装机规模达2600万千瓦，光伏装机规模接近6000万千瓦，其中分布式光伏占到七成以上。从现货市场运行时段形成的价格看，价格低谷基本处在10:00—14:00区间，体现了高比例光伏发电特点。此外，近日发布的《关于<关于推进分布式光伏高质量发展的通知>有关事项的补充通知（征求意见稿）》提出，新的分布式光伏项目余电上网部分以“当月集中式光伏现货市场加权平均电价”结算，对分布式光伏定价进行了有益探索。

　　■现货市场建设仍待完善

　　“新型电力系统的构建，有赖于通过市场实现各类资源优化配置，进一步促进新能源发展和配套的灵活性资源建设。”在黄辉看来，“转正”不是电力现货市场建设的最终目标，而是要用市场手段发现价格、引导供需，实现电力能源资源的高效、优化配置。

　　这也意味着，三个地区试点“转正”为电力现货市场建设开了个好头，但在新能源规模化发展过程中依然会出现各种问题。如何应对这些可能出现的问题？黄辉提出三点建议：

　　第一，市场需要适应新能源发电加速入市。目前大部分省份集中式新能源主要以10%电量参与现货市场，分布式新能源不参与电力市场。面对“2030年新能源全面参与市场交易”的目标，需要研究包括分布式在内的新能源全面参与电力市场的分步实施方案，并探索政府授权差价合约与市场机制衔接等方式，保障新能源投资者的合理收益，确保新能源可持续发展。

　　第二，需优化市场主体参与现货市场的模式。储能、虚拟电厂、核电等主体参与市场的模式还处在“摸着石头过河”阶段，需要结合市场运行情况进一步优化，用户也需要探索从报量不报价向报量报价参与市场的模式演变。

　　第三，需解决市场化发—用电量规模不对等和优先发用电曲线不匹配产生不平衡资金问题。发电侧放开规模小于用户侧放开规模时，部分电量在发用两侧分别按照基准电价和市场电价结算，势必产生大量不平衡资金，需要通过进一步放开省内优先发电计划和推动外来电市场化等手段予以解决。

　　此外，伴随新能源的发展，电网波动性和不确定性将增加，灵活调节资源可参与的辅助服务也需要进一步优化，包括辅助服务市场与现货市场联合出清机制、按需增加系统惯性、备用等新辅助服务品种；省间省内市场衔接机制也有待完善。以山东为例，作为受端省份，省外来电是省内市场出清的边界条件，省间市场调整与波动对省内市场运行的影响不可忽略，需要推动省间、省内市场在市场准入、申报、出清、结算等关键环节保持一致性。

　　对于电力现货市场建设，中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放建议，在顶层设计方面，要加强国家层面市场基本规则建设，推进电力市场标准化建设，加强政策间的协同性。在跨区域市场协同方面，要确立交易的结构框架，清晰划分交易各方的权利与义务，提高电力供应稳定性和经济性等。