(上接C3版)

　　过去一年，在现货市场引导下，煤电向下调峰能力日均增加391万千瓦，增加新能源消纳电量14.2亿千瓦时，新能源企业增收约4.71亿元。

　　相关人士认为，山西在新能源装机和发电量增长远超本省负荷和外送负荷增速的情况下，新能源利用率仍能提高，原因既包括市场引导煤电等省内灵活性调节资源发挥作用，也包括市场设计充分促进新能源优先发电，支持其灵活参与市场。

　　山西在建设电力市场之初，就提出了“新能源优先、全电力优化”的方案，鼓励新能源保障性利用小时以外的电量通过参与市场交易的方式消纳。市场交易电量多的场站，在新能源消纳困难时段，优先安排发电。

　　山西电力市场规则对优发优购的衔接方式进行了多次修改，将基数电量分解调整为“以用定发”模式，而后又允许新能源自选基数电量。

　　具体而言，第6版规则将原先“发用解耦”的基数电量分解方式调整为“以用定发”模式，根据非市场化用电预测电力曲线，优先分配给新能源企业，剩余电量分配给煤电企业。第10版规则开始，山西允许新能源自选基数电量，新能源结算价格有了明显提升。第13版规则将新能源场站选择基数电量的方式从原来的每月选择是否参与变为在年底选择次年全年基数分配的情况。

　　第8版规则中，山西对中长期与现货市场的衔接也作出突破，在全国率先开展中长期分时段交易，按照24个时段组织月度、旬及日滚动交易，改变了原有中长期合约“电量一口价+预定曲线”的交易方式。

　　市场设计者认为，这一设计解决了传统“一口价”中长期交易难以体现分时电能价值的关键问题，实现了由“电量”交易向“电力”交易的转变。“这对于新能源企业的意义在于，可以只在风光多发的时段卖电，但也对功率预测和合同设计提出了更高的要求。”

　　各种“灵活”与“优先”背后，是要求新能源提高功率预测水平，减少发电预测偏差对电力平衡和市场运行造成的影响。

　　对于新能源企业来说，随着电力现货市场的推进，功率预测的意义发生了改变，不再仅是应对电网调度的硬性要求，而是具有更重要的信息和经济价值，功率预测可以支撑新能源企业在电力市场中获得更多主动权，做出最有利的经营策略。“出力预测越准确，做中长期持仓、减仓决策时，可操作性才越强，此外还影响着新能源的超额获利回收费用和中长期超额回收费用。”

　　多位山西新能源从业者说，所在的企业购买了多家功率预测服务，努力提高功率预测准确度。

　　相关人士指出，在现货市场的影响下，市场主体纷纷主动研究功率预测，新能源提高功率预测水平有利于保障电网稳定运行。

　　有新能源发电企业人士说，经历了从一头雾水学习市场交易规则，到寻找机会“趁机赚一笔”，再到搭建交易团队、完善企业自身交易体系建设、改变经营理念的全过程。“现在已做好了迎接电力现货市场转正式运行的准备。”

　　也有市场建设者认为，山西作为内陆省份，过去很难像东部沿海地区那样吸引高端人才，但是得益于电力市场建设，不少懂经济、懂电力的复合型人才主动奔赴山西能源行业。

　　为消纳“买单”

　　在第13版规则以前，新能源采用“报量不报价”的方式参与现货，第13版规则之后，新能源可自主选择“报量报价”或“报量不报价”，自主申报预测发电出力曲线，优先参与市场出清。

　　多位业内人士说，目前“报量报价”的方式还鲜有新能源企业尝试，原因是新能源企业认为“不报价”得到的价格更高，市场收益更好。在山东、甘肃等新能源“报量报价”参与现货的省份，新能源大发时出现了更多零价电甚至负价电，新能源企业怕这种现象也会在山西出现。此外，新能源企业也有如何处理“报量报价”不中标部分的顾虑。

　　新能源利用率提升的另一边，是电价下降了。

　　有市场建设者说，新能源参与市场后电价下降不是市场机制设计不合理造成的，“而是新能源要付费给别人，让别的电源品种帮它提升消纳率，这也符合‘谁受益、谁买单’的原则。”

　　相关人士认为，新能源单位电价下降的原因包括其发电时段特性、预测偏差大等，也包括新能源要付出消纳成本，如各种灵活调节费用、支付煤电机组启停费用等。“解法除了提升功率预测水平，还有增加灵活性。”

　　“促进新能源消纳首先要关注量，如果新能源发出的电不能足量上网或被充分消纳，谈价就没有意义。对新能源企业来说，发电量多，实现薄利多销，总收益也会提升。”相关人士说。

　　前述设计者透露，其调研了解过的新能源企业在2023年基本保持盈利，且盈利幅度比一些煤电企业要大。

　　随着电力市场的推进，平价新能源入市成了下一个待解难题。

　　国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年新建项目直接执行当地燃煤发电基准价，实现平价上网。同时，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，正式结束了新能源补贴时代。

　　2023年以来，山西平价新能源建设速度明显加快，预计今年仍将有约1000万千瓦左右新能源项目新增并网。

　　第13版规则规定，平价、扶贫等未入市的新能源场站，可自愿选择参与市场。但据了解，目前山西平价新能源在可以保量保价上网的情况下，鲜有入市交易的意愿。

　　平价新能源之所以不愿入市，除了担心交易收入下降之外，还担心需要承担过多的市场运营费用。

　　市场运营费用大致分为补偿类、平衡类、调节结构类等三种。据介绍，从第8版规则到第12版规则，一大变化就是市场调节结构类费用大幅下降，比如超额获利回收费用从月均3000万~5000万元下降到月均1000万元以下，补偿类费用也更加合理。

　　上述市场设计者认为，未来需要进一步完善绿电交易市场机制，平价新能源有望在绿电交易特别是跨省绿电交易中获得更多环境溢价。

　　2023年5月底，山西进一步扩大市场主体范围，允许全部市场化用户参与绿电交易。

　　还有市场建设者呼吁，希望全国统一电力市场建设步伐进一步加快，其他现货试点地区加快“转正”，当省级市场和省间市场衔接更加顺畅时，山西新能源相较“三北”地区更靠近负荷侧的区位优势可以进一步显现，“新能源有希望在跨省跨区交易市场中卖个好价钱”。

　　全程参与山西市场建设的设计者说，这5年随着现货市场的不断推进，新能源企业的观点也在发生改变，原本依靠政府补贴和保障性收购，逐渐意识到保障性收购是不可持续的，补贴也不会一直有。随着市场交易规模逐渐扩大，越来越多的用户“入市”，优先发电量减小是大势所趋。

　　用户进场

　　与新能源企业不同，一些山西电力大用户最直观的感受是电价涨了。一位市场交易操盘手说，他所在的企业2018~2023年度电均价从约0.4元涨到约0.53元。

　　山西电力现货市场经历了从降到涨的过程，这一点用户感受颇深。

　　2013年11月1日，山西首批大用户直购电正式达成交易，彼时参加交易的用电企业电价比原煤电标杆电价要低3分~6分/千瓦时。而后大用户直购电工作在山西稳步推进;2014年山西全省预定直购电交易150亿千瓦时以上，实际完成180亿千瓦时，占当年用电量的近10%;2016年山西省全社会用电量在1700亿千瓦时左右，其中直购电规模在430亿千万时左右，占比约为25%。

　　上述操盘手说，他从大用户直购电时期开始接触电力交易，彼时采用政府指导价，现货市场试点启动后，发生了翻天覆地的变化。

　　由于用电较为稳定，他所在的企业选择不通过售电公司直接入市交易。在参与市场的过程中，他学会了根据电力供需形势引导企业调整生产计划，试行错峰运行，完成移峰填谷。

　　“市场意识的萌发还是在2021年。”另一家大用户市场交易操盘手说，“当时全国电力供需形势偏紧，不加价买电就可能用不上电，根据我们自身的生产情况，宁愿高价买电。”

　　2021年下半年电煤价格不断攀升，推动现货交易电价快速上涨。当时山西电力现货市场及时启动了市场临时管控措施，在不干预现货市场出清价格的情况下，适当等比例调减结算价格。市场亲历者说：“这种方式有效消除了市场恐惧，稳定了市场情绪，保证现货市场不间断试运行。”

　　临时管控措施避免了现货市场价格的大幅波动，对用户产生巨大影响。有市场交易操盘手说，除了努力削峰填谷外，为减少偏差考核费用，他们会按月安排生产计划，尽量保证平稳生产，不轻易更改生产计划。

　　通过虚拟电厂聚合负荷后再进入现货市场也是这些电力大用户在思考的问题。

　　相关人士介绍，第14版规则对储能和虚拟电厂这类新型市场主体参与市场的方式进行了调整，允许自选“报量报价”或“报量不报价”，进一步提高选择自由度。

　　山西某用电成本占总生产成本45%左右的电力大用户说，生产特性决定了他所在的企业不能轻易调整负荷曲线，否则会对生产流程造成严重影响，只能在节能方面下功夫。

　　对于中小用户而言，市场建设者表示，售电公司作为连接中小用户和发电侧的桥梁，起到了解释政策、宣贯规则的作用。

　　一家山西售电公司的从业者说，他们在跟随市场建设的过程中经历过不少挑战，比如2021年电价上涨叠加中长期分时电价政策启动，虽然两者之间并无直接关系，但是需要向用户做很多解释工作。

　　“用户一开始接受不了，后来主动要求签订分时合约，通过削峰填谷把用电成本降下来。”她说。

　　2022年10月，山西上线了电商式零售交易平台，推行零售套餐标准化设计，帮助用户进行套餐电费预计算和比价排序，减少市场信息不对称。

　　2023年第二季度以来，山西售电公司申报的96点用电曲线纳入日前电能量市场出清，引导用户侧申报曲线更加贴近实际用电曲线。

　　山西电力市场建设者说，山西售电公司跟随电力市场一起成长，不少售电公司为提高用户粘性，开始提供用电数据分析报告等综合能源服务，开展用户负荷曲线管理。

　　相关人士介绍，2023年以来，随着供需形势缓和和煤价下降，现货价格走低，带动中长期市场交易均价下降，“用户真正感受到的是价格有涨有跌”。据山西电力交易中心数据，中长期市场交易成交均价从2023年1月时的383.12元/兆瓦时下降到11月时的336.27元/兆瓦时，虽在6~8月略有回升，但全年总体呈下降趋势。

　　“无论是直接参与交易，还是通过售电公司入市的电力用户都认识到了建市场不是降电价，电价有涨有跌，应该顺势而为。”他说。