山东136号文实施方案正式出台 机制破茧重塑电力市场逻辑

中长期市场的交易机制创新

中长期市场作为现货市场的关键避险工具，其机制设计直接影响市场主体的风险管理和资源配置效率。现行中长期交易规则主要基于以火电为主导的市场化电源结构设计。面对新能源大规模入市带来的新挑战，《方案》聚焦中长期机制的核心问题，推出两大关键创新。

一是放开中长期结算参考点自由选择。随着现货市场的逐步推广，其定价模型——“节点边际电价（Locational Marginal Price，LMP）为人熟知，但在中长期高比例签约及结算参考点固定选择的背景下，经营主体往往更重视现货价格的“时间”信号，而忽略了“位置”信号。有趣的是，LMP中的“Locational”恰恰是“位置”的意思，现货价格的位置信号应当受到关注。位置信号在中长期交易中的体现便是结算参考点的选择，出现输电阻塞时，不同参考节点会让中长期差价合约锚定的结算参考价出现差别。《方案》明确，结算参考点可自行选择为实时市场（或日前市场）任一节点或统一结算点，破除了现行规则中结算参考点默认选为日前市场用户侧统一结算点的硬性规定，在山东电网阻塞发生频率逐步提高的背景下，此举赋予市场主体结算点选择权，使其能够更精准地管理位置风险并有效对冲阻塞成本，同时强化了位置信号在资源配置中的引导作用，是优化市场机制的关键一步。

二是优化新能源与用户中长期签约方式。新能源由于存在间歇性、波动性特点，未来实际出力曲线预测难度大，因此在电力中长期市场中并不适宜过高比例签约。机制电价相当于为新能源提供了一个“不带曲线的中长期合约”，有效解决了出力波动对新能源带来的避险难题。同时，由电网企业代签机制电量中长期合约的方式，不仅保障了用户侧签约比例的平稳衔接，且“合同价格明确为合同的参考结算价”也避免了对新能源机制电量可以重复签约的“特殊对待”。此外，明确现阶段按额定容量扣减机制电量对应容量后的上网能力确定，从源头上堵住新能源潜在的超额套利空间，确保市场公平与效率。

现货市场的交易机制创新

随着新能源高比例接入，山东现货市场在运行中逐步暴露出原有机制与新能源特性及系统新需求之间的深层次矛盾：一方面，对新能源优先消纳的惯性思维，忽视了系统消纳成本；另一方面，日前市场功能定位不清，与保障系统安全的可靠性机组组合混淆捆绑，抑制了市场主体自由交易意愿。面对这些关键挑战，《方案》对现货交易机制进行了系统性重构，其核心突破主要体现在两大关键领域。

一是明确了新能源消纳成本原则上不高于新能源上网电价。长时间以来，新能源发电在人们的印象中是低价电源甚至“0价电源”，叠加弃风弃光考核，让新能源长期处于“应发尽发”“优先消纳”的状态：毕竟是白发出来的电，不要白不要。但与一般商品不同，电能是系统性的商品，风光发电上网电价并非电力的全部价值，还需考虑为了消耗这一度看似“不要钱的电”，整个系统为此付出的额外成本，如机组为了平抑新能源波动而进行的调节成本、增加调峰能力而发生的灵活性改造成本、保障系统维持一定安全冗余的容量支撑成本等。山东现货市场出现0价甚至负价的情况已屡见不鲜，2024年全年实时出清价格达到下限-0.100元/千瓦时的时长已达52.5小时，同比增长677%，证明山东新能源消纳压力持续攀升。在此背景下，通过优化消纳逻辑、明确新能源消纳成本原则上不高于其上网电价，避免“亏本消纳”的持续发生，既是遵循经济信号的正确指引，也是契合山东当前供需形势的明智体现。

二是理顺了日前市场、可靠性机组组合的关系，明确了日前市场的参与方式。日前市场的核心是财务属性与自由交易，《方案》中“新能源和用户可自愿参与日前市场”“支持用户侧报量报价参与日前市场”“允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行偏差收益回收”均是还原日前市场财务属性，充分尊重经营主体交易意愿的正确体现。与体现自由交易的日前市场不同，可靠性机组组合的核心是系统安全与物理执行，因此需要强制新能源全量参与，形成用于实际执行的开机方式。过去将日前市场与可靠性机组组合捆绑运营的模式，实质上压抑了日前市场功能，《方案》抓住日前市场与可靠性机组组合的本质区别，将“自愿参与”的日前市场与“强制参与”的可靠性机组组合相结合，是机制设计上的重大进步和正本清源。

辅助服务市场以及成本补偿机制完善

除电能量市场外，健全的电力市场体系离不开辅助服务、容量与成本补偿机制的有效支撑。《方案》对此进行了系统性完善，重点聚焦三大关键领域。

首先，《方案》提出适时开展备用辅助服务交易，且备用辅助服务与爬坡、现货电能量市场联合出清。通过市场化竞价方式发现备用容量的真实价值，能够有效激励各类灵活性资源主动提供备用服务，精准反映提供备用的机会成本，进而提升系统运行的经济性和公平性。但是，这一市场的有效运行需以科学合理确定备用需求为核心前提，因此，“科学确定辅助服务市场需求”是关键。联合出清的必要性源于辅助服务与电能量的高度耦合性——同一机组在特定时段的发电、备用、爬坡选择相互排斥且受自身能力边界限制。传统电能量与辅助服务市场分开出清，易引发两大问题：一是资源配置割裂，机组在不同市场的报价策略可能冲突，难以实现系统整体成本最优；二是辅助服务“虚设”，中标的备用容量可能因后续电能量调度指令无法实际兑现。而联合出清同步考量电能量供需、网络约束、辅助服务需求及资源物理特性，既能实现安全约束下的系统总成本最低，又能确保调度指令在物理上自洽可执行，保障备用等辅助服务真实有效。同时，其形成的统一节点边际价格和辅助服务边际价格，能为市场主体提供一致清晰的经济信号，推动资源高效协同。未来，实现调频辅助服务与电能量市场联合出清是市场进一步努力的方向。

其次，《方案》提出优化发电侧容量补偿机制，依据有效容量进行补偿。山东原有补偿机制虽覆盖全部入市电源品种，但存在补偿标准固化、未纳入容量需求因素考量的局限。在现货市场中，机组报价需贴合自身变动成本，充分竞争环境下报价策略更趋近边际成本：低变动成本机组中标后，可通过市场出清价高于自身报价的差额回收部分固定成本；而作为出清边际的机组，其固定成本难以在现货市场中覆盖，亟需额外补偿。因此，《方案》提出“按照全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准”，实现与现货市场机制的精准衔接；同时引入“容量供需系数”，按实际有效容量需求核定补偿水平，规避过量补偿风险。

最后，《方案》提出规范电力市场成本补偿机制，综合考虑机组各类运行成本与现货收益进行补偿。机组运行成本包括启动成本、空载成本以及电能边际成本，原有机制仅针对启动成本、空载成本分别核算执行补偿，且电能边际成本并未考虑。这种分割式补偿的弊端在于，一是成本覆盖不全，机组成本回收机制无法形成逻辑闭环；二是未统筹考虑，单独核算补偿易造成过补或少补，难以精确反映机组实际运行经济性。规范后的成本补偿机制通过比较机组全部运行成本与当日现货市场收益，对于现货收益无法覆盖的成本进行补偿，这一机制设计回归了成本补偿的本质逻辑，从根本上规避了原有机制的成本缺失与补偿失准问题，确保了补偿的合理性与经济性。

《方案》的出台，是山东电力市场化改革进程中一座重要的里程碑。它直面新能源高比例接入带来的系统性挑战，以深刻的洞察力和务实的创新精神，对电力市场交易机制进行了系统性重构与完善。新机制的落地生根、平稳运行，需要各方对市场的深刻理解、有效协同与持续磨合。蓝图已绘，前路犹长。唯有秉持初心，坚定市场化方向，在实践中不断探索、完善与优化，方能塑造引领新能源高质量发展的电力市场“齐鲁范式”。