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)則的精準校準、機制的深度適配等領域，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、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，保障電力充足供應中發(fā)揮核心作用，但目前仍存在行政干預市場現(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2.21萬家，形成覆蓋發(fā)電、售電、用電、輔助服務的全鏈條多元化格局。其中：發(fā)電企業(yè)695家（涵蓋火電、風電、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，因相關制度未進行同步改革，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。審視當下市場運行現(xiàn)狀，對標《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）、《關于建立健全電力輔助服務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)則進行位置信號價格折算，使得價格信號難以精準傳導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)核算復雜度與合規(guī)風險，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)代理購電在負荷預測與價格形成兩個核心環(huán)節(jié)，與《關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號，簡稱809號文）要求尚未完全契合。
在負荷曲線生成方面，尚未建立代理購電用戶專項負荷預測機制，而是通過“系統(tǒng)總負荷-市場化用戶申報負荷”的倒減方式推導得出，導致日前市場用戶總申報負荷與系統(tǒng)預測負荷強制匹配，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，而非809號文要求的“當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月電力供需的真實情況，既可能導致用戶承擔不合理的購電成本，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。
輔助服務機制不完善
山西當前在輔助服務市場機制設計上，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。山西額外設置調(diào)頻量價補償，實質(zhì)上是因為電網(wǎng)在預留輔助服務部分，無法準確地預計預留裕量。設置調(diào)頻量價補償實際上是對調(diào)頻的機會成本進行補償，但由于缺乏統(tǒng)一且精準的測算標準，當前的量價補償方式尚未建立科學的成本核算體系，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)頻費用分攤不合理。調(diào)頻量價補償費用（上限2億元）按“火電2:新能源3:用戶5”的比例分攤，未按照196號文要求向用戶側(cè)全額疏導。這種分攤模式將部分成本不合理轉(zhuǎn)嫁給發(fā)電側(cè)，導致發(fā)電企業(yè)成本壓力增加，同時未體現(xiàn)“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”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)峰輔助服務市場產(chǎn)生的增供電量收益，在沖抵華北調(diào)峰輔助服務費用后，差額部分按照新能源當月上網(wǎng)電量比例由新能源企業(yè)共享或分攤。與196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，應當及時轉(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
一是火電機組結(jié)算價人為替代。加重企業(yè)負擔并衍生盈余干預市場正常結(jié)算，對火電機組進行變相考核，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行替代。主要問題一是火電機組頂峰發(fā)電的激勵引導、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)電受限機組重復考核，加重企業(yè)經(jīng)營負擔。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倍與當日日前市場用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點價差進行回收，用戶中長期電量分解至當旬的電量低于當旬實際用電量的90%時，按照該時段當月加權(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行容量補償，且補償標準僅為100元/千瓦?年（含稅），遠未達到全額覆蓋成本的水平。燃氣機組、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。
限價相關設置有待優(yōu)化
一是現(xiàn)貨市場申報與出清下限的設定，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，實際電力供應遠超需求，本應通過低價甚至負電價引導部分電源合理停機或調(diào)減出力，但當前下限價格無法實現(xiàn)這一調(diào)節(jié)功能。
二是二級限價的設置與執(zhí)行，在適配市場調(diào)節(jié)需求方面可進一步完善。目前設置了二級限價。當現(xiàn)貨日前市場或?qū)崟r市場出清的用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算價的算術平均值超過566元/兆瓦時，就等比例縮小。干預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，導致發(fā)電企業(yè)的頂峰收益被人為限制，進而打擊其頂峰保供的主動性。
山西省電力市場優(yōu)化改進方向
面對山西電力市場現(xiàn)存的困境，應緊扣國家政策導向，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。
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)算標準，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)生成負荷曲線，建立代理購電用戶專項負荷預測機制，結(jié)合用戶行業(yè)屬性、用電特性、歷史數(shù)據(jù)等因素開展獨立預測，摒棄“系統(tǒng)總負荷-市場化用戶申報負荷”的倒減方式，確保負荷數(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支撐；二是調(diào)整掛牌價格形成機制，嚴格依據(jù)809號文要求，將代理購電月度掛牌價的計算基準調(diào)整為“當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)化輔助服務機制，實現(xiàn)激勵有效與分攤合理
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反映調(diào)頻服務的實際價值，避免“過補償”導致的市場扭曲。
合理疏導調(diào)頻補償費用：重構(gòu)調(diào)頻輔助服務費用分攤機制，按照“誰受益、誰承擔”原則，將費用全額向用戶側(cè)疏導。具體分攤比例可結(jié)合用戶用電負荷特性、峰谷用電占比等因素制定，替代當前分攤的不合理比例。
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)峰費用后按比例分攤”的模式，直接按電能量交易價格結(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，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，避免重復考核加重企業(yè)經(jīng)營負擔。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：擴大容量補償覆蓋范圍，將火電、燃氣、儲能、抽水蓄能等所有提供有效容量的機組納入補償范疇。補償標準按機組類型差異化制定：煤電作為基礎保障性電源，補償標準核定為“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系數(shù)核算補償金額；燃氣機組、抽水蓄能按調(diào)峰保供能力設定補償標準。補償資金由全體用電用戶分攤，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”的最大值且可設為負值；通過負電價引導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)、完善輔助服務與成本補償機制、減少人為干預、優(yōu)化限價設置等一系列措施的落地實施，山西電力市場將進一步回歸“市場定價、精準信號、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、市場競爭更充分、資源配置更高效，為新型電力系統(tǒng)建設、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更多可復制、可推廣的山西經(jīng)驗。
