2023年12月22日，山西省能源局、国家能源局山西监管办发布《山西电力现货市场由试运行转正式运行的通知》(晋能源电力发【2023】320号)，山西成为我国首个实质运行的电力现货市场。

　　山西是我国首批8个电力现货市场试点地区之一。2018年12月27日，山西电力现货市场启动模拟试运行。2021年4月，山西在煤价上涨的压力下开启现货连续结算试运行，探索了如何在电力供需偏紧时期推进现货市场建设。

　　山西兴于煤，也一度困于煤。作为传统煤电大省，在电力市场化改革启动时，发电侧首当其冲，历经激烈竞争。5年后，随着新能源装机比例的不断提升，79%的煤电完成灵活性改造，作为调节性电源在电力系统中继续发挥重要作用。

　　在电力现货市场建设过程中，山西尝试回答了如何同时推进“建市场”与“促转型”这一对改革目标的问题，培育了市场主体对市场价格“能涨能跌”的认知，推动其根据市场变化顺势而为调整生产安排。

　　全程参与设计山西电力市场的业内人士说，转为正式运行给市场主体带来更多稳定预期，“以后可以放心规划长远”。

　　市场建设“开弓没有回头箭”

　　山西是我国重要的能源基地，也是全国能源革命综合改革试点省份，不仅生产了新中国成立以来全国四分之一的煤炭，而且风光资源丰富。

　　近年来，山西大力发展新能源，装机容量不断增加，截至2023年11月底，风电光伏装机占山西电网装机的42.2%。2022年，山西新能源发电量达到685.53亿千瓦时，发电利用率为98.6%，大约每6度电就有1度是绿色电力。

　　国家电网有限公司(以下简称国网)山西省电力公司相关人士认为，山西是外送型省份，一边建市场一边推进能源转型，是山西作为我国首批8个电力现货市场试点地区肩负的使命。

　　在电力现货市场建设方面，山西手握多个“第一”：国网经营区域内第一个开启模拟试运行，我国第一个实现电力现货市场不间断试运行，全国不间断结算试运行天数第一，第一个推动抽水蓄能、虚拟电厂参与现货市场。

　　2019年9月1日，山西电力现货市场进行了首次结算试运行。历经天、周、半月、整月、双月试运行之后，2021年4月，山西首次启动季度结算试运行，而后顶住煤价持续高企、电力需求旺盛、市场价格不断走高的压力，接着启动不间断结算试运行并运行至今。

　　“现在回头看，站在2021年4月的十字路口，我们压力很大。”相关人士说：“改革的窗口期很重要，山西一是抓住了，二是守住了。”

　　当时国内还没验证过在供应偏紧、涨价的环境下成功推进市场建设，山西启动了季度结算试运行，给全国电力现货市场建设增添信心。2021年6月开始，煤价一路飙升，山西接着进行了长周期连续结算试运行。

　　结算试运行期间，山西电力现货市场历经电网密集检修、新能源大发、煤电机组频繁启停、极端天气等多种场景，也经受了新冠疫情、煤价高企的考验，期间从未间断运行。

　　2023年10月，山西电力现货市场迎来了“转正”契机。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改【2023】813号，以下简称“813号文”)，明确要求“各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行”。

　　813号文还规定，第一责任单位要委托具备专业能力和经验的第三方机构开展评估并形成正式评估报告。在满足各项条件的基础上，报国家发展改革委、国家能源局备案。

　　受山西省能源局委托，电力规划设计总院作为第三方机构，成立评估组对山西电力现货市场试运行转正式运行开展了第三方评估。评估认为，山西电力现货市场满足试运行转正式运行条件。

　　评估报告认为，山西市场规则体系不断迭代更新，充分吸收经营主体意见，滚动修订至第13版，即将出台第14版，规则不断完善，市场逐渐成熟。

　　这14版规则是山西“开门搞改革、开放建市场”的产物。2019年初，山西省能源局会同国家能源局山西能源监管办，组建全省电力现货市场研讨专班，国网山西省电力公司、发电集团、售电公司和电力用户等的近50名代表共同参与。五年来先后召开工作会议90余次，研究解决问题800多个。

　　不少专班成员都认同，“规则是吵出来的”。

　　前述业内人士说，转入正式运行后，规则会趋于稳定，以后可能一年修订一次，给市场主体更多“确定感”。“对山西来说，转入正式运行是必然的结果，市场建设只能往前走，停不下来，也回不去了。”

　　在他看来，山西电力现货试点“开市”以来，市场运营机构的交易、调度、营销、财务等整个流程已经重构。曾在迎峰度夏或迎峰度冬时“按计划”发电的企业在现货价格的激励下主动积极发电，也在新能源消纳方面发挥积极作用。现货价格通过分时价格信号充分传导到用户侧，用户主动调整生产模式进行削峰填谷。“这些都不可能回到按计划调度的时代。”

　　煤电变了

　　山西省内电力整体供大于求，负荷侧峰值不高，除五大发电集团外，还有多家省属发电企业参与竞争，煤电企业在中长期交易中容易处于“弱势一方”，而新能源边际成本低，又在现货市场上对煤电形成影响。

　　在现货试点“开市”之初，为了抢电量，入场交易的煤电竞相降价。“当时煤电企业非常‘卷’，即便交易前期打算好根据成本理性报价，到了交易当天又有各自的考量。”有市场亲历者回忆。

　　直到2021年4月，山西首次启动季度结算试运行，日前出清价格开始随煤炭价格和电力供需形势逐月波动上涨，由2020年末第五次结算试运行时的0.193元/千瓦时上涨至2022年迎峰度夏期间的0.452元/千瓦时。这一价格信号也引导中长期直接交易价格由2020年末的0.275元/千瓦时上涨到2022年7月的0.395元/千瓦时。

　　多位山西业内人士介绍说，2022年迎峰度夏期间，华东地区一直高温，电力供需偏紧，山西却阴雨连绵，省间交易大热，省内富余电力在省间现货市场中得以高价卖出，价格一度飙升到7.26元/千瓦时左右。

　　多位业内人士说，2022年迎峰度夏时因为省间现货价格高涨，不少山西煤电企业外送积极性很高，也因为那时的经验，2023年不少煤电企业建了单独的仓库来屯煤，以便在供需紧张时保持发电能力。

　　2022年迎峰度夏期间，山西省间现货市场交易均价达到1.96元/千瓦时，省内现货市场发电侧交易均价0.62元/千瓦时，相比燃煤发电基准价涨幅达86.75%。

　　“在我们看来，省内与省间现货价格有一定差异是没有问题的。”相关人士解释说，“但如果省间现货价格过高，发电企业势必追求利润想各种办法往省间走。”后来省间现货规则中引入了二次限价，申报价格不超过3元/千瓦时，结算不超过1.5元/千瓦时，“这个价格就和省内价格匹配上了”。

　　保障省内电力供应始终是建设市场的基石。据悉，2023年省间和省内价格衔接总体平稳，没有出现为了抢省间电量造成物理滞留把省内价格抬高的现象，价格水平较好地匹配了起来。

　　山西电力市场从业者普遍认为，电力现货试点开启后，煤电企业由“抢电量”转变为“要利润”，积极探索由“电量型”向“调节型”电源转变。

　　有煤电企业人士表示，现货试点未“开市”时，需要灵活性补偿等政策激励才有动力进行深度调峰，“现在是市场推动我们做出改变”。

　　2020年11~12月，山西开展第五次结算试运行，冬季供热叠加新能源大发，电力现货市场初步实现了引导煤电机组主动进行启停调峰和深度调峰。新能源大发时段，现货价格走低，煤电主动报高价停机，能够赚取中长期合约与现货交易价格的差价，新能源出力减小时，煤电机组则可以以较高的启动价格和发电价格发电。

　　山西在全国率先试点电力现货市场与调峰辅助服务市场深度融合，现货运行期间取消了深度调峰和启停调峰辅助服务市场，并优化煤电机组最小运行出力和停机时间，释放机组启停灵活性。

　　山西电力市场设计者表示，山西已有79%的煤电机组完成了灵活性改造，远高于全国水平。2022年在山西全省用电负荷同比增长8.8%的情况下，现货市场试运行保障了电力可靠供应，晋电外送省份由14个增加到22个，为全国电力保供做出了积极贡献，并且促进了新能源消纳，为电力系统安全运行做出贡献。

　　“活水”新能源

　　近年来，山西新能源装机容量不断增加，年度利用率保持在97%以上。截至2023年11月底，新能源年利用率保持在99%以上。

　　(下转C5版)