中國儲能網(wǎng)訊：自2015年電力體制改革以來，三晉大地以勇立潮頭的魄力，在省級電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的征程中率先破局。作為全國首個邁入正式運行軌道的省級電力現(xiàn)貨市場，山西歷經(jīng)歲月淬煉，構(gòu)建起貫通發(fā)電端、售電端、用電端與輔助服務(wù)的全維度市場生態(tài)，為我國電力市場化改革鐫刻下熠熠生輝的實踐注腳。然而，當(dāng)新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的浪潮奔涌向前，國家政策的新篇徐徐展開，市場亦在規(guī)則的精準(zhǔn)校準(zhǔn)、機制的深度適配等領(lǐng)域，面臨著亟待攻克的時代課題。為賦能山西電力市場邁向高質(zhì)量發(fā)展新征程，充分激活市場化資源配置的澎湃動能，本文將深入剖析其發(fā)展脈絡(luò)、現(xiàn)存挑戰(zhàn)與優(yōu)化路徑。
山西省電力市場發(fā)展現(xiàn)狀與架構(gòu)特征
建設(shè)歷程
山西電力市場作為我國運行時間最長的現(xiàn)貨市場，始終走在市場改革的前列。從2017年8月起，山西被確定為第一批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點，之后山西經(jīng)過不斷的探索總結(jié)，成為國內(nèi)第一個現(xiàn)貨市場全年長周期運行的省份，之后在2021年4月1日起進(jìn)入連續(xù)結(jié)算試運行，2023年12月22日，山西電力現(xiàn)貨市場成為全國首個轉(zhuǎn)入正式運行的省級電力現(xiàn)貨市場?，F(xiàn)貨市場在優(yōu)化資源配置，保障電力充足供應(yīng)中發(fā)揮核心作用，但目前仍存在行政干預(yù)市場現(xiàn)象普遍、市場補償價格長效機制尚未建立、運營機構(gòu)行為監(jiān)管缺位等問題。
市場主要架構(gòu)
截至2025年9月底，山西電力交易平臺在冊市場主體達(dá)2.21萬家，形成覆蓋發(fā)電、售電、用電、輔助服務(wù)的全鏈條多元化格局。其中：發(fā)電企業(yè)695家（涵蓋火電、風(fēng)電、光伏等各類電源），省調(diào)裝機1.17億千瓦，常規(guī)火電占比42.74%，新能源占比超50%，契合新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型特征；售電公司450家（省內(nèi)336家、跨省114家），資產(chǎn)規(guī)模覆蓋2000萬元—2億元以上層級，國有、民營占比分別為47.90%、52.10%，競爭活力持續(xù)提升；電力用戶2.09萬家，覆蓋批發(fā)、零售等多類型及全電壓等級，實現(xiàn)大中小用戶協(xié)同參與；輔助聚合商39家、獨立儲能23家、虛擬電廠10家等新型主體涌現(xiàn)，注入調(diào)節(jié)新活力。
山西電力現(xiàn)貨市場現(xiàn)存問題
山西電力現(xiàn)貨市場作為全國電力市場化改革的先行者，一路走來，碩果累累。然而，改革初期，因相關(guān)制度未進(jìn)行同步改革，為確保市場平穩(wěn)落地，部分政策不得已做出妥協(xié)。如今，隨著電力市場化改革不斷深入，這些曾經(jīng)的“權(quán)宜之計”，逐漸演變?yōu)樽璧K市場邁向高質(zhì)量發(fā)展的絆腳石。審視當(dāng)下市場運行現(xiàn)狀，對標(biāo)《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）、《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號，簡稱196號文）等國家最新政策要求，不難發(fā)現(xiàn)，市場在政策銜接適配、機制設(shè)計完善、運行監(jiān)管強化等維度，仍存在可雕琢之處。唯有通過系統(tǒng)性優(yōu)化調(diào)整，方能讓市場運行更加規(guī)范有序、高效順暢，煥發(fā)持久生命力。
結(jié)算機制不合理
目前，山西省內(nèi)中長期交易不允許交易雙方確定結(jié)算參考點，結(jié)算方式為“中長期合同電量按合同價格結(jié)算，日前市場與中長期合同電量的偏差按日前市場價格結(jié)算，實時與日前市場電量的偏差按實時市場價格結(jié)算”，既不體現(xiàn)差價結(jié)算中“合同價格與結(jié)算參考點現(xiàn)貨價格差值”，也不體現(xiàn)差量結(jié)算中“所在節(jié)點/分區(qū)與結(jié)算參考點現(xiàn)貨價格差值”。
一方面，交易雙方在中長期交易中無法自主選擇結(jié)算參考點，導(dǎo)致現(xiàn)行結(jié)算方式與國家政策明確的差價結(jié)算或差量結(jié)算要求存在一定差距，且未按規(guī)則進(jìn)行位置信號價格折算，使得價格信號難以精準(zhǔn)傳導(dǎo)電力資源的時空價值，影響市場資源配置效率；另一方面，現(xiàn)行類似“差量結(jié)算”的模式與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制要求的差價結(jié)算方式未能有效銜接，導(dǎo)致新能源企業(yè)作為同一市場主體，需適配兩套不同的結(jié)算邏輯，增加了企業(yè)核算復(fù)雜度與合規(guī)風(fēng)險，也在一定程度上影響了市場主體參與的公平性。
代理購電環(huán)節(jié)不規(guī)范
山西電網(wǎng)代理購電在負(fù)荷預(yù)測與價格形成兩個核心環(huán)節(jié)，與《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號，簡稱809號文）要求尚未完全契合。
在負(fù)荷曲線生成方面，尚未建立代理購電用戶專項負(fù)荷預(yù)測機制，而是通過“系統(tǒng)總負(fù)荷-市場化用戶申報負(fù)荷”的倒減方式推導(dǎo)得出，導(dǎo)致日前市場用戶總申報負(fù)荷與系統(tǒng)預(yù)測負(fù)荷強制匹配，難以真實反映代理購電用戶的實際用電需求波動，給電力調(diào)度計劃的精準(zhǔn)制定帶來挑戰(zhàn)；在掛牌價格形成方面，代理購電月度掛牌價以“所有中長期交易均價”（含月度、月內(nèi)、多月交易）為計算基準(zhǔn)，而非809號文要求的“當(dāng)月月度集中競價加權(quán)平均價”，價格形成邏輯的偏差使得掛牌價難以及時反映當(dāng)月電力供需的真實情況，既可能導(dǎo)致用戶承擔(dān)不合理的購電成本，也在一定程度上削弱了價格信號對市場供需的調(diào)節(jié)作用。
輔助服務(wù)機制不完善
山西當(dāng)前在輔助服務(wù)市場機制設(shè)計上，與國家最新政策要求及市場運行實際需求仍有適配空間。
一是額外調(diào)頻量價補償。196號文明確調(diào)頻市場原則上采用基于調(diào)頻里程的單一制價格機制。山西額外設(shè)置調(diào)頻量價補償，實質(zhì)上是因為電網(wǎng)在預(yù)留輔助服務(wù)部分，無法準(zhǔn)確地預(yù)計預(yù)留裕量。設(shè)置調(diào)頻量價補償實際上是對調(diào)頻的機會成本進(jìn)行補償，但由于缺乏統(tǒng)一且精準(zhǔn)的測算標(biāo)準(zhǔn)，當(dāng)前的量價補償方式尚未建立科學(xué)的成本核算體系，極易出現(xiàn)補償額度超出機組實際機會成本損失的“過補償”情況。
二是調(diào)頻費用分?jǐn)偛缓侠怼Ｕ{(diào)頻量價補償費用（上限2億元）按“火電2:新能源3:用戶5”的比例分?jǐn)?，未按?96號文要求向用戶側(cè)全額疏導(dǎo)。這種分?jǐn)偰Ｊ綄⒉糠殖杀静缓侠磙D(zhuǎn)嫁給發(fā)電側(cè)，導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)成本壓力增加，同時未體現(xiàn)“誰服務(wù)、誰獲利，誰受益、誰承擔(dān)”的市場原則。
三是新能源仍參加省間調(diào)峰市場。山西新能源通過參加省間調(diào)峰市場實現(xiàn)電量增發(fā)，新能源企業(yè)參與華北調(diào)峰輔助服務(wù)市場產(chǎn)生的增供電量收益，在沖抵華北調(diào)峰輔助服務(wù)費用后，差額部分按照新能源當(dāng)月上網(wǎng)電量比例由新能源企業(yè)共享或分?jǐn)偂Ｅc196號文要求“區(qū)域調(diào)峰、存在電能量交換的區(qū)域備用等交易，應(yīng)當(dāng)及時轉(zhuǎn)為電能量交易”的政策存在一定沖突。
市場自主運行仍受一定干預(yù)
一是火電機組結(jié)算價人為替代。加重企業(yè)負(fù)擔(dān)并衍生盈余干預(yù)市場正常結(jié)算，對火電機組進(jìn)行變相考核，火電機組晚高峰期間（16時—21時）實際結(jié)算的分時節(jié)點電價由機組出清分時節(jié)點電價*機組申報運行上限占裝機容量的比例進(jìn)行替代。主要問題一是火電機組頂峰發(fā)電的激勵引導(dǎo)、發(fā)電受限的考核約束已分別通過現(xiàn)貨市場價格信號作用和煤電容量考核機制實現(xiàn)，價格替代對發(fā)電受限機組重復(fù)考核，加重企業(yè)經(jīng)營負(fù)擔(dān)。二是報價替代新增不平衡資金，涉嫌火電機組的利益再分配問題。
二是中長期超缺額回收機制較為嚴(yán)格。例如新能源月度中長期合同超出實際發(fā)電量50%時按照中長期交易加權(quán)均價的0.85倍與當(dāng)日日前市場用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點價差進(jìn)行回收，用戶中長期電量分解至當(dāng)旬的電量低于當(dāng)旬實際用電量的90%時，按照該時段當(dāng)月加權(quán)均價與日前市場用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點加權(quán)均價的差價的1.5倍進(jìn)行回收。通過超額回收機制限制用戶中長期交易電量。
成本補償機制有待完善
缺少全容量補償機制。目前僅對燃煤機組進(jìn)行容量補償，且補償標(biāo)準(zhǔn)僅為100元/千瓦?年（含稅），遠(yuǎn)未達(dá)到全額覆蓋成本的水平。燃?xì)鈾C組、儲能、抽水蓄能等其他提供有效容量的電源未被納入補償范圍，導(dǎo)致這些電源的固定成本無法通過市場交易或補償機制回收。在現(xiàn)貨電價低迷的背景下，高可靠性機組的生存空間被壓縮，可能引發(fā)機組退出市場或投資意愿下降，進(jìn)而威脅電力系統(tǒng)的容量支撐能力與供電可靠性。
限價相關(guān)設(shè)置有待優(yōu)化
一是現(xiàn)貨市場申報與出清下限的設(shè)定，尚未充分兼顧新能源的多元收益情況。目前山西現(xiàn)貨市場申報、出清限價均為0~1500元/兆瓦時，未考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素。在用電低谷時段，新能源大發(fā)疊加傳統(tǒng)電源出力，實際電力供應(yīng)遠(yuǎn)超需求，本應(yīng)通過低價甚至負(fù)電價引導(dǎo)部分電源合理停機或調(diào)減出力，但當(dāng)前下限價格無法實現(xiàn)這一調(diào)節(jié)功能。
二是二級限價的設(shè)置與執(zhí)行，在適配市場調(diào)節(jié)需求方面可進(jìn)一步完善。目前設(shè)置了二級限價。當(dāng)現(xiàn)貨日前市場或?qū)崟r市場出清的用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價的算術(shù)平均值超過566元/兆瓦時，就等比例縮小。干預(yù)了市場無形之手功能的發(fā)揮但二級限價削弱了現(xiàn)貨價格的調(diào)節(jié)功能：在電力持續(xù)緊缺、電價本應(yīng)維持高位以激勵更多電源投入供電的場景下，二級限價會強制壓低價格，導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)的頂峰收益被人為限制，進(jìn)而打擊其頂峰保供的主動性。
山西省電力市場優(yōu)化改進(jìn)方向
面對山西電力市場現(xiàn)存的困境，應(yīng)緊扣國家政策導(dǎo)向，遵循市場發(fā)展規(guī)律，從完善規(guī)則體系、優(yōu)化運行機制等方面精準(zhǔn)發(fā)力。通過有條不紊地落實各項改革舉措，助力山西電力市場在規(guī)范化、高效化的發(fā)展道路上行穩(wěn)致遠(yuǎn)。
規(guī)范結(jié)算機制，提升規(guī)則適配性
按國家政策要求明確結(jié)算方式：修改中長期交易結(jié)算規(guī)則，允許交易雙方自主確定結(jié)算參考點，將結(jié)算方式統(tǒng)一為差價結(jié)算，契合“合同價格與結(jié)算參考點現(xiàn)貨價格差值”的核心要求；
銜接新能源結(jié)算機制：統(tǒng)一市場主體結(jié)算標(biāo)準(zhǔn)，消除新能源面臨的雙重結(jié)算方式問題，確保結(jié)算規(guī)則的一致性與合規(guī)性。
完善代理購電環(huán)節(jié)，還原真實市場信號
一是合規(guī)生成負(fù)荷曲線，建立代理購電用戶專項負(fù)荷預(yù)測機制，結(jié)合用戶行業(yè)屬性、用電特性、歷史數(shù)據(jù)等因素開展獨立預(yù)測，摒棄“系統(tǒng)總負(fù)荷-市場化用戶申報負(fù)荷”的倒減方式，確保負(fù)荷數(shù)據(jù)真實反映用戶實際用電需求，為電力調(diào)度計劃制定提供精準(zhǔn)支撐；二是調(diào)整掛牌價格形成機制，嚴(yán)格依據(jù)809號文要求，將代理購電月度掛牌價的計算基準(zhǔn)調(diào)整為“當(dāng)月月度集中競價加權(quán)平均價”，確保價格形成邏輯合規(guī)。
優(yōu)化輔助服務(wù)機制，實現(xiàn)激勵有效與分?jǐn)偤侠?/strong>
取消額外調(diào)頻量價補償：全面落實196號文要求，將調(diào)頻輔助服務(wù)市場機制統(tǒng)一為“基于調(diào)頻里程的單一制價格機制”。具體而言，取消場外對煤電調(diào)頻機組與新型儲能的額外量價補償。通過單一制價格機制精準(zhǔn)反映調(diào)頻服務(wù)的實際價值，避免“過補償”導(dǎo)致的市場扭曲。
合理疏導(dǎo)調(diào)頻補償費用：重構(gòu)調(diào)頻輔助服務(wù)費用分?jǐn)倷C制，按照“誰受益、誰承擔(dān)”原則，將費用全額向用戶側(cè)疏導(dǎo)。具體分?jǐn)偙壤山Y(jié)合用戶用電負(fù)荷特性、峰谷用電占比等因素制定，替代當(dāng)前分?jǐn)偟牟缓侠肀壤?/span>
規(guī)范新能源調(diào)峰交易：將新能源參與的省間調(diào)峰交易全部轉(zhuǎn)為省間電能量交易，按照電能量交易規(guī)則確定交易價格與交易量。對于已參與華北調(diào)峰輔助服務(wù)市場的新能源企業(yè)，調(diào)整收益核算方式，取消“增供電量收益沖抵調(diào)峰費用后按比例分?jǐn)偂钡哪Ｊ剑苯影措娔芰拷灰變r格結(jié)算增發(fā)電量收益，確保交易完全符合“區(qū)域調(diào)峰交易轉(zhuǎn)為電能量交易”的政策要求。
減少人為干預(yù)，強化市場監(jiān)管
取消火電機組結(jié)算價人為替代：完全依托現(xiàn)貨市場價格信號實現(xiàn)激勵與約束?；痣姍C組頂峰發(fā)電的收益通過高峰時段現(xiàn)貨市場高電價體現(xiàn)，發(fā)電受限的考核通過煤電容量考核機制落實，避免重復(fù)考核加重企業(yè)經(jīng)營負(fù)擔(dān)。同時，清理因價格替代產(chǎn)生的不平衡資金，防范利益再分配引發(fā)的市場不公。優(yōu)化中長期超缺額回收機制：取消不合理的超額回收條款，放寬對用戶中長期交易電量的限制，讓市場主體根據(jù)供需變化與自身需求靈活調(diào)整簽約量，充分發(fā)揮市場自主調(diào)節(jié)作用。
健全成本補償機制
建立全容量補償機制：擴(kuò)大容量補償覆蓋范圍，將火電、燃?xì)?、儲能、抽水蓄能等所有提供有效容量的機組納入補償范疇。補償標(biāo)準(zhǔn)按機組類型差異化制定：煤電作為基礎(chǔ)保障性電源，補償標(biāo)準(zhǔn)核定為“固定成本+合理收益”（建議提高至覆蓋全成本的水平）；新能源配套儲能、獨立儲能按其可靠性貢獻(xiàn)系數(shù)核算補償金額；燃?xì)鈾C組、抽水蓄能按調(diào)峰保供能力設(shè)定補償標(biāo)準(zhǔn)。補償資金由全體用電用戶分?jǐn)?，確保高可靠性機組成本足額回收，激發(fā)其持續(xù)提供容量支撐的積極性。
優(yōu)化限價設(shè)置
調(diào)整現(xiàn)貨市場申報與出清下限：結(jié)合新能源多元收益特性，將申報、出清下限設(shè)定為“山西新能源項目中央補貼度電價格+綠證收益度電價格”的最大值且可設(shè)為負(fù)值；通過負(fù)電價引導(dǎo)新能源在低谷時段合理調(diào)減出力，緩解供過于求壓力，讓價格真實反映供需關(guān)系。
完善二級限價機制：優(yōu)化二級限價的觸發(fā)條件與執(zhí)行方式，避免在電力緊缺時段強制壓低價格；待全容量補償機制實施后，可取消二級限價，讓現(xiàn)貨價格充分反映電量成本，發(fā)揮價格信號的激勵約束作用。
結(jié)語
作為全國省級電力現(xiàn)貨市場的先行者，山西電力市場的發(fā)展完善始終承載著為全國電力市場化改革探路的重要使命。當(dāng)前市場面臨的各項問題，本質(zhì)上是市場轉(zhuǎn)型過程中政策銜接、規(guī)則設(shè)計與實際運行需求之間的適配性矛盾，也是改革向縱深推進(jìn)過程中必然要面對的挑戰(zhàn)。
未來，隨著規(guī)范結(jié)算機制、整改代理購電環(huán)節(jié)、完善輔助服務(wù)與成本補償機制、減少人為干預(yù)、優(yōu)化限價設(shè)置等一系列措施的落地實施，山西電力市場將進(jìn)一步回歸“市場定價、精準(zhǔn)信號、高效配置”的市場化本質(zhì)。相信在持續(xù)深化改革的進(jìn)程中，山西將繼續(xù)發(fā)揮先行示范作用，不斷完善市場規(guī)則體系，優(yōu)化市場運行機制，持續(xù)釋放市場活力，讓價格信號更精準(zhǔn)、市場競爭更充分、資源配置更高效，為新型電力系統(tǒng)建設(shè)、能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化與電力安全保供提供堅實支撐，也為全國電力市場化改革貢獻(xiàn)更多可復(fù)制、可推廣的山西經(jīng)驗。
