中國儲能網(wǎng)訊：在能源綠色低碳轉型、電力市場改革的背景下，歷經(jīng)煤價大幅波動、新能源裝機井噴等多重考驗，山東電力現(xiàn)貨市場于2024年6月轉為正式運行，成為全國第三個正式運行的現(xiàn)貨市場。山東電力交易中心近期發(fā)布的《2024年三季度山東電力市場交易信息報告》（以下簡稱《報告》）顯示，2024年前三季度，山東電力現(xiàn)貨市場呈現(xiàn)市場機制高效運轉、市場競爭更加充分、市場管理更加精細等顯著特點。
1.市場機制有效傳導上游發(fā)電成本，現(xiàn)貨價格大幅下降
《報告》顯示，2024年前三季度，山東省內(nèi)發(fā)、用兩側結算電價較往年下降明顯，所有用電側主體結算價格均低于2023年同期，發(fā)電側直調(diào)燃煤結算電價走低。兩類主體結算價格走低的原因是現(xiàn)貨出清價格大幅降低，較2023年同期下降18%，在中長期合約比例基本穩(wěn)定的情況下，最終結算電價較2023年同期出現(xiàn)大幅度下降，全社會總用電成本降低。
山東現(xiàn)貨市場價格信號準確，現(xiàn)貨價格有效反映了市場供需，反映了上游發(fā)電成本。2024年前三季度，山東新能源發(fā)電量同比上升26%，且發(fā)電量增加以光伏為主，相應的午間負電價時長同比增加了42%。山東市場實際運行時，新能源企業(yè)受全年生產(chǎn)電量指標要求、變動成本為零等影響，在現(xiàn)貨市場中基本以地板價進行申報。在煤電容量電價機制和山東容量補償機制綜合作用下，燃煤機組報價更接近于邊際成本，受上游煤價影響更明顯。2024年前三季度，山東實時電價同比下降18%，基本與同期秦皇島5500大卡動力煤9%—24%的跌幅吻合。
圖1：山東省2024年前三季度實時出清電價
2.中長期市場交易更加活躍
2024年前三季度，選擇主動入市的主體增加，集中交易的市場主體體量上升，風電入市電量規(guī)模較2023年同期增長48.67%，地方公用燃煤電廠入市電量是2023年同期的6.51倍。同時，與往年雙邊協(xié)商市場一支獨秀不同，2024年其他中長期交易品種明顯更加活躍，市場優(yōu)化配置作用更加明顯。2024年前三季度競價和掛牌合約量占比較2023年同期均有提升，掛牌交易量是同期的5.71倍；雙邊協(xié)商交易合約量占比較2023年同期降低6.13%。
表1：2023年前三季度山東省經(jīng)營主體中長期交易電量情況表（單位：億千瓦時）
表2：2024年前三季度山東省經(jīng)營主體中長期交易電量情況表（單位：億千瓦時）
3.峰谷價差縮小，市場調(diào)峰平穩(wěn)應對
2024年前三季度，山東省總發(fā)電量2976.2億千瓦時，同比增長7.9%，其中新能源發(fā)電量同比增長25.5%，直調(diào)火電發(fā)電量同比增長1.7%，新能源發(fā)電增長量約為直調(diào)火電增長量的6倍。在此背景下，山東省2024年前三季度現(xiàn)貨市場整體價格波動曲線較2023年同期反而呈現(xiàn)出更為平穩(wěn)的走勢，日前峰谷價差明顯縮小，同比下降8.3%。
圖2：2024年前三季度現(xiàn)貨峰谷價差
現(xiàn)貨市場價格信號發(fā)揮了引導“削峰填谷”作用，激勵用戶合理調(diào)整用電行為，轉移用電時段，發(fā)用曲線匹配度更高，火電調(diào)峰壓力顯著減少。2024年前三季度市場運行成本類費用同比降低19%，主要是機組啟動費用和特殊機組補償費用，分別下降了5792萬元和33056萬元，較2023年同期分別降低了5%和46%，市場調(diào)峰壓力明顯緩解。
4.新增多項市場運營費用，市場管家高效管理
2024年現(xiàn)貨市場規(guī)則逐步完善，新增阻塞費用和爬坡輔助服務。2024年前三季度阻塞費用10673.46萬元。雖然阻塞費用收取時間不足半年，一定程度上仍可以反映當前電網(wǎng)阻塞較嚴重的現(xiàn)狀。通過新增阻塞費用可以給各市場主體明確的區(qū)位信號，引導新能源投資，進一步優(yōu)化資源配置。2024年前三季度爬坡輔助服務費用128.69萬元。爬坡原屬于免費提供的輔助服務，但隨著新能源滲透率快速增長、系統(tǒng)爬坡能力供應緊張。山東在全國首創(chuàng)爬坡市場，給予爬坡服務精確定價，激勵爬坡服務供應。雖然爬坡服務費用不高，但是該價格信號反映了市場規(guī)則更加精細、交易品種更加豐富，更為重要的是給市場主體注入信心——對新型電力系統(tǒng)有貢獻，就能獲得收益。
表3：2024年前三季度山東省阻塞、爬坡輔助服務考核費用結算情況
5.售電市場競爭更加激烈
2024年前三季度，售電公司總結算電量2047.64億千瓦時，同比上升7.53%，批發(fā)側結算電價433.51元/兆瓦時，同比下降8.26%。零售用戶側用電價格降幅遠低于批發(fā)側，售電公司整體利潤明顯提升。如何做好中長期市場電價向零售用戶合理傳導，做好零售用戶精細化能源增值服務、能源創(chuàng)新服務將是售電公司保持核心競爭力的關鍵。
案例：
山東省某售電公司，在2024年3月通過精細化管理和創(chuàng)新服務模式，實現(xiàn)了售電公司與零售用戶之間雙贏。該售電公司發(fā)現(xiàn)，其代理的某零售用戶在用電習慣上普遍存在高峰期用電集中、低谷期用電不足的現(xiàn)象，這不僅增加了用戶的用電成本，也導致售電公司在現(xiàn)貨市場購電時，在價格高峰期面臨較高的購電成本壓力。
基于上述問題，該售電公司通過調(diào)整零售套餐中的分時電價，引導用戶改變用電習慣，向現(xiàn)貨價格較低的時段轉移用電負荷，以降低雙方成本、提升整體效益。該售電公司還深入研究現(xiàn)貨市場的價格波動規(guī)律，結合用戶的歷史用電數(shù)據(jù)，設計了更加精細化的分時電價套餐，并通過線上線下多渠道向該電力用戶詳細介紹了分時電價政策的好處，積極引導用戶根據(jù)自身用電特點選擇合適的套餐，經(jīng)過多次協(xié)商調(diào)整，該用戶成功將部分用電負荷轉移至谷時，顯著降低了整體用電成本，3月用電成本較2月度電下降25.9元/兆瓦時，售電公司則因為成功引導用戶在現(xiàn)貨價格較低的時段用電，減少了高成本購電量，增加了以更低價格結算的電量比例，3月該售電公司盈利能力較1、2月大幅提升。此次調(diào)整不僅增強了電力用戶對售電公司的信任度和忠誠度，還促進了售電公司與用戶之間的長期合作，實現(xiàn)了互利共贏。
圖3：某售電公司用戶套餐調(diào)整前后不同時間段電量占比情況
圖4：某售電公司2024年1—3月用戶用電成本變化圖（單位：元/兆瓦時）
圖5：某售電公司1—3月收益變化圖（單位：元）
6.獨立儲能收益大幅下降
受峰谷價差縮小、容量補償電價降低的影響，儲能收益下降明顯。隨著山東省分時電價政策的不斷深化，負荷側曲線更加平穩(wěn)，獨立儲能通過電能量市場獲取收益的空間越來越小，應積極尋求多種收益來源，增加獨立儲能收益。
山東是較早探索獨立儲能電站參與電力市場現(xiàn)貨交易的區(qū)域，獨立儲能電站收益來源主要包括現(xiàn)貨市場峰谷價差收益、容量補償費用以及容量租賃收益三部分。其中，現(xiàn)貨市場峰谷價差收益主要是通過在電價低谷時充電、電價高峰時放電賺取電力差價收入；容量補償收入是一種激勵機制，旨在保障電力系統(tǒng)長期容量的充裕性，能起到補償固定成本、激勵電源投資、保障容量供應等作用；容量租賃收益是指為風電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務，獨立儲能電站獲得租金，新能源電站可通過租賃獲得配置儲能容量，避免自建儲能增加資產(chǎn)投入。
山東省2024年前三季度現(xiàn)貨市場整體價格波動較2023年同期峰谷價差明顯縮小，直接影響獨立儲能電能量收益。2023年12月，山東省發(fā)展改革委、山東能源監(jiān)管辦及山東省能源局聯(lián)合印發(fā)《關于貫徹發(fā)改價格〔2023〕1501號文件完善我省容量電價機制有關事項的通知》，明確將市場化容量補償電價由每千瓦時0.0991元調(diào)整為0.0705元，獨立儲能容量補償收入降低。
以省內(nèi)一家發(fā)電企業(yè)管理運營的100兆瓦/200兆瓦時獨立儲能電站為例，受峰谷價差縮小、容量補償電費降低影響，該儲能電站經(jīng)營受影響。如圖6、7所示，2024年前三季度其電能量峰谷價差收益較2023年同期減少252萬元，同比下降27%；容量補償電費較2023同期減少150萬元，同比下降28%。
圖6：某獨立儲能項目2024年前三季度峰谷價差變動對比
圖7：某獨立儲能項目2024年前三季度容量補償電費變動對比
7.新型主體快速發(fā)展
山東相對完善的電力現(xiàn)貨市場規(guī)則和開放創(chuàng)新的市場環(huán)境，為新型主體發(fā)展提供了良好的環(huán)境。一是新能源場站與配建儲能一體化參與電力市場。新能源場站與配建儲能聯(lián)合主體，可自主參與中長期交易、現(xiàn)貨市場交易申報，一體化交易方式有效運用配建儲能資源，有利于優(yōu)化新能源場站出力曲線，提升新能源盈利能力和消納水平。二是開創(chuàng)生物質電廠參與電力市場機制。明確生物質電廠按照市場規(guī)則自主參與中長期交易及日前申報，以廠為單位進行市場化電費結算，生物質電廠入市順應電力體制改革形勢，促進了生物質發(fā)電市場化轉型和健康可持續(xù)發(fā)展，助力能源綠色低碳轉型。三是山東省出臺了虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場規(guī)則。截至2024年11月31日，共有15家虛擬電廠主體通過市場注冊，可調(diào)節(jié)總容量為231.28兆瓦。雖然虛擬電廠交易方式和收入模式正逐漸清晰，但是依然面臨經(jīng)濟價值不高、技術不成熟等問題，需要時間培育。
（作者為電力行業(yè)從業(yè)者）
注：文中部分數(shù)據(jù)來自山東電力交易中心
