据能源圈了解到，在能源绿色低碳转型、电力市场改革的背景下，历经煤价大幅波动、新能源装机井喷等多重考验，山东电力现货市场于2024年6月转为正式运行，成为全国第三个正式运行的现货市场。山东电力交易中心近期发布的《2024年三季度山东电力市场交易信息报告》（以下简称《报告》）显示，2024年前三季度，山东电力现货市场呈现市场机制高效运转、市场竞争更加充分、市场管理更加精细等显著特点。

1.市场机制有效传导上游发电成本，现货价格大幅下降

《报告》显示，2024年前三季度，山东省内发、用两侧结算电价较往年下降明显，所有用电侧主体结算价格均低于2023年同期，发电侧直调燃煤结算电价走低。两类主体结算价格走低的原因是现货出清价格大幅降低，较2023年同期下降18%，在中长期合约比例基本稳定的情况下，最终结算电价较2023年同期出现大幅度下降，全社会总用电成本降低。

山东现货市场价格信号准确，现货价格有效反映了市场供需，反映了上游发电成本。2024年前三季度，山东新能源发电量同比上升26%，且发电量增加以光伏为主，相应的午间负电价时长同比增加了42%。山东市场实际运行时，新能源企业受全年生产电量指标要求、变动成本为零等影响，在现货市场中基本以地板价进行申报。在煤电容量电价机制和山东容量补偿机制综合作用下，燃煤机组报价更接近于边际成本，受上游煤价影响更明显。2024年前三季度，山东实时电价同比下降18%，基本与同期秦皇岛5500大卡动力煤9%—24%的跌幅吻合。

图1：山东省2024年前三季度实时出清电价

2.中长期市场交易更加活跃

2024年前三季度，选择主动入市的主体增加，集中交易的市场主体体量上升，风电入市电量规模较2023年同期增长48.67%，地方公用燃煤电厂入市电量是2023年同期的6.51倍。同时，与往年双边协商市场一支独秀不同，2024年其他中长期交易品种明显更加活跃，市场优化配置作用更加明显。2024年前三季度竞价和挂牌合约量占比较2023年同期均有提升，挂牌交易量是同期的5.71倍；双边协商交易合约量占比较2023年同期降低6.13%。

表1：2023年前三季度山东省经营主体中长期交易电量情况表（单位：亿千瓦时）

表2：2024年前三季度山东省经营主体中长期交易电量情况表（单位：亿千瓦时）

3.峰谷价差缩小，市场调峰平稳应对

2024年前三季度，山东省总发电量2976.2亿千瓦时，同比增长7.9%，其中新能源发电量同比增长25.5%，直调火电发电量同比增长1.7%，新能源发电增长量约为直调火电增长量的6倍。在此背景下，山东省2024年前三季度现货市场整体价格波动曲线较2023年同期反而呈现出更为平稳的走势，日前峰谷价差明显缩小，同比下降8.3%。

图2：2024年前三季度现货峰谷价差

现货市场价格信号发挥了引导“削峰填谷”作用，激励用户合理调整用电行为，转移用电时段，发用曲线匹配度更高，火电调峰压力显著减少。2024年前三季度市场运行成本类费用同比降低19%，主要是机组启动费用和特殊机组补偿费用，分别下降了5792万元和33056万元，较2023年同期分别降低了5%和46%，市场调峰压力明显缓解。

4.新增多项市场运营费用，市场管家高效管理

2024年现货市场规则逐步完善，新增阻塞费用和爬坡辅助服务。2024年前三季度阻塞费用10673.46万元。虽然阻塞费用收取时间不足半年，一定程度上仍可以反映当前电网阻塞较严重的现状。通过新增阻塞费用可以给各市场主体明确的区位信号，引导新能源投资，进一步优化资源配置。2024年前三季度爬坡辅助服务费用128.69万元。爬坡原属于免费提供的辅助服务，但随着新能源渗透率快速增长、系统爬坡能力供应紧张。山东在全国首创爬坡市场，给予爬坡服务精确定价，激励爬坡服务供应。虽然爬坡服务费用不高，但是该价格信号反映了市场规则更加精细、交易品种更加丰富，更为重要的是给市场主体注入信心——对新型电力系统有贡献，就能获得收益。

表3：2024年前三季度山东省阻塞、爬坡辅助服务考核费用结算情况

5.售电市场竞争更加激烈

2024年前三季度，售电公司总结算电量2047.64亿千瓦时，同比上升7.53%，批发侧结算电价433.51元/兆瓦时，同比下降8.26%。零售用户侧用电价格降幅远低于批发侧，售电公司整体利润明显提升。如何做好中长期市场电价向零售用户合理传导，做好零售用户精细化能源增值服务、能源创新服务将是售电公司保持核心竞争力的关键。

案例：

山东省某售电公司，在2024年3月通过精细化管理和创新服务模式，实现了售电公司与零售用户之间双赢。该售电公司发现，其代理的某零售用户在用电习惯上普遍存在高峰期用电集中、低谷期用电不足的现象，这不仅增加了用户的用电成本，也导致售电公司在现货市场购电时，在价格高峰期面临较高的购电成本压力。

基于上述问题，该售电公司通过调整零售套餐中的分时电价，引导用户改变用电习惯，向现货价格较低的时段转移用电负荷，以降低双方成本、提升整体效益。该售电公司还深入研究现货市场的价格波动规律，结合用户的历史用电数据，设计了更加精细化的分时电价套餐，并通过线上线下多渠道向该电力用户详细介绍了分时电价政策的好处，积极引导用户根据自身用电特点选择合适的套餐，经过多次协商调整，该用户成功将部分用电负荷转移至谷时，显著降低了整体用电成本，3月用电成本较2月度电下降25.9元/兆瓦时，售电公司则因为成功引导用户在现货价格较低的时段用电，减少了高成本购电量，增加了以更低价格结算的电量比例，3月该售电公司盈利能力较1、2月大幅提升。此次调整不仅增强了电力用户对售电公司的信任度和忠诚度，还促进了售电公司与用户之间的长期合作，实现了互利共赢。

图3：某售电公司用户套餐调整前后不同时间段电量占比情况

图4：某售电公司2024年1—3月用户用电成本变化图（单位：元/兆瓦时）

图5：某售电公司1—3月收益变化图（单位：元）

6.独立储能收益大幅下降

受峰谷价差缩小、容量补偿电价降低的影响，储能收益下降明显。随着山东省分时电价政策的不断深化，负荷侧曲线更加平稳，独立储能通过电能量市场获取收益的空间越来越小，应积极寻求多种收益来源，增加独立储能收益。

山东是较早探索独立储能电站参与电力市场现货交易的区域，独立储能电站收益来源主要包括现货市场峰谷价差收益、容量补偿费用以及容量租赁收益三部分。其中，现货市场峰谷价差收益主要是通过在电价低谷时充电、电价高峰时放电赚取电力差价收入；容量补偿收入是一种激励机制，旨在保障电力系统长期容量的充裕性，能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用；容量租赁收益是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能电站获得租金，新能源电站可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入。

山东省2024年前三季度现货市场整体价格波动较2023年同期峰谷价差明显缩小，直接影响独立储能电能量收益。2023年12月，山东省发展改革委、山东能源监管办及山东省能源局联合印发《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》，明确将市场化容量补偿电价由每千瓦时0.0991元调整为0.0705元，独立储能容量补偿收入降低。

以省内一家发电企业管理运营的100兆瓦/200兆瓦时独立储能电站为例，受峰谷价差缩小、容量补偿电费降低影响，该储能电站经营受影响。如图6、7所示，2024年前三季度其电能量峰谷价差收益较2023年同期减少252万元，同比下降27%；容量补偿电费较2023同期减少150万元，同比下降28%。

图6：某独立储能项目2024年前三季度峰谷价差变动对比

图7：某独立储能项目2024年前三季度容量补偿电费变动对比

7.新型主体快速发展

山东相对完善的电力现货市场规则和开放创新的市场环境，为新型主体发展提供了良好的环境。一是新能源场站与配建储能一体化参与电力市场。新能源场站与配建储能联合主体，可自主参与中长期交易、现货市场交易申报，一体化交易方式有效运用配建储能资源，有利于优化新能源场站出力曲线，提升新能源盈利能力和消纳水平。二是开创生物质电厂参与电力市场机制。明确生物质电厂按照市场规则自主参与中长期交易及日前申报，以厂为单位进行市场化电费结算，生物质电厂入市顺应电力体制改革形势，促进了生物质发电市场化转型和健康可持续发展，助力能源绿色低碳转型。三是山东省出台了虚拟电厂参与现货市场规则。截至2024年11月31日，共有15家虚拟电厂主体通过市场注册，可调节总容量为231.28兆瓦。虽然虚拟电厂交易方式和收入模式正逐渐清晰，但是依然面临经济价值不高、技术不成熟等问题，需要时间培育。

（作者为电力行业从业者）

注：文中部分数据来自山东电力交易中心