电力现货地方志 | 推动山西省电力市场从先行探索迈向成熟完善

自2015年电力体制改革以来，三晋大地以勇立潮头的魄力，在省级电力现货市场建设的征程中率先破局。作为全国首个迈入正式运行轨道的省级电力现货市场，山西历经岁月淬炼，构建起贯通发电端、售电端、用电端与辅助服务的全维度市场生态，为我国电力市场化改革镌刻下熠熠生辉的实践注脚。然而，当新型电力系统转型的浪潮奔涌向前，国家政策的新篇徐徐展开，市场亦在规则的精准校准、机制的深度适配等领域，面临着亟待攻克的时代课题。为赋能山西电力市场迈向高质量发展新征程，充分激活市场化资源配置的澎湃动能，本文将深入剖析其发展脉络、现存挑战与优化路径。

山西省电力市场发展现状与架构特征

建设历程

山西电力市场作为我国运行时间最长的现货市场，始终走在市场改革的前列。从2017年8月起，山西被确定为第一批电力现货市场建设试点，之后山西经过不断的探索总结，成为国内第一个现货市场全年长周期运行的省份，之后在2021年4月1日起进入连续结算试运行，2023年12月22日，山西电力现货市场成为全国首个转入正式运行的省级电力现货市场。现货市场在优化资源配置，保障电力充足供应中发挥核心作用，但目前仍存在行政干预市场现象普遍、市场补偿价格长效机制尚未建立、运营机构行为监管缺位等问题。

市场主要架构

截至2025年9月底，山西电力交易平台在册市场主体达2.21万家，形成覆盖发电、售电、用电、辅助服务的全链条多元化格局。其中：发电企业695家（涵盖火电、风电、光伏等各类电源），省调装机1.17亿千瓦，常规火电占比42.74%，新能源占比超50%，契合新型电力系统转型特征；售电公司450家（省内336家、跨省114家），资产规模覆盖2000万元—2亿元以上层级，国有、民营占比分别为47.90%、52.10%，竞争活力持续提升；电力用户2.09万家，覆盖批发、零售等多类型及全电压等级，实现大中小用户协同参与；辅助聚合商39家、独立储能23家、虚拟电厂10家等新型主体涌现，注入调节新活力。

山西电力现货市场现存问题

山西电力现货市场作为全国电力市场化改革的先行者，一路走来，硕果累累。然而，改革初期，因相关制度未进行同步改革，为确保市场平稳落地，部分政策不得已做出妥协。如今，随着电力市场化改革不断深入，这些曾经的“权宜之计”，逐渐演变为阻碍市场迈向高质量发展的绊脚石。审视当下市场运行现状，对标《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号，简称196号文）等国家最新政策要求，不难发现，市场在政策衔接适配、机制设计完善、运行监管强化等维度，仍存在可雕琢之处。唯有通过系统性优化调整，方能让市场运行更加规范有序、高效顺畅，焕发持久生命力。

结算机制不合理

目前，山西省内中长期交易不允许交易双方确定结算参考点，结算方式为“中长期合同电量按合同价格结算，日前市场与中长期合同电量的偏差按日前市场价格结算，实时与日前市场电量的偏差按实时市场价格结算”，既不体现差价结算中“合同价格与结算参考点现货价格差值”，也不体现差量结算中“所在节点/分区与结算参考点现货价格差值”。

一方面，交易双方在中长期交易中无法自主选择结算参考点，导致现行结算方式与国家政策明确的差价结算或差量结算要求存在一定差距，且未按规则进行位置信号价格折算，使得价格信号难以精准传导电力资源的时空价值，影响市场资源配置效率；另一方面，现行类似“差量结算”的模式与新能源可持续发展价格结算机制要求的差价结算方式未能有效衔接，导致新能源企业作为同一市场主体，需适配两套不同的结算逻辑，增加了企业核算复杂度与合规风险，也在一定程度上影响了市场主体参与的公平性。

代理购电环节不规范

山西电网代理购电在负荷预测与价格形成两个核心环节，与《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号，简称809号文）要求尚未完全契合。

在负荷曲线生成方面，尚未建立代理购电用户专项负荷预测机制，而是通过“系统总负荷-市场化用户申报负荷”的倒减方式推导得出，导致日前市场用户总申报负荷与系统预测负荷强制匹配，难以真实反映代理购电用户的实际用电需求波动，给电力调度计划的精准制定带来挑战；在挂牌价格形成方面，代理购电月度挂牌价以“所有中长期交易均价”（含月度、月内、多月交易）为计算基准，而非809号文要求的“当月月度集中竞价加权平均价”，价格形成逻辑的偏差使得挂牌价难以及时反映当月电力供需的真实情况，既可能导致用户承担不合理的购电成本，也在一定程度上削弱了价格信号对市场供需的调节作用。

辅助服务机制不完善

山西当前在辅助服务市场机制设计上，与国家最新政策要求及市场运行实际需求仍有适配空间。

一是额外调频量价补偿。196号文明确调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。山西额外设置调频量价补偿，实质上是因为电网在预留辅助服务部分，无法准确地预计预留裕量。设置调频量价补偿实际上是对调频的机会成本进行补偿，但由于缺乏统一且精准的测算标准，当前的量价补偿方式尚未建立科学的成本核算体系，极易出现补偿额度超出机组实际机会成本损失的“过补偿”情况。

二是调频费用分摊不合理。调频量价补偿费用（上限2亿元）按“火电2:新能源3:用户5”的比例分摊，未按照196号文要求向用户侧全额疏导。这种分摊模式将部分成本不合理转嫁给发电侧，导致发电企业成本压力增加，同时未体现“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的市场原则。

三是新能源仍参加省间调峰市场。山西新能源通过参加省间调峰市场实现电量增发，新能源企业参与华北调峰辅助服务市场产生的增供电量收益，在冲抵华北调峰辅助服务费用后，差额部分按照新能源当月上网电量比例由新能源企业共享或分摊。与196号文要求“区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易”的政策存在一定冲突。

市场自主运行仍受一定干预

一是火电机组结算价人为替代。加重企业负担并衍生盈余干预市场正常结算，对火电机组进行变相考核，火电机组晚高峰期间（16时—21时）实际结算的分时节点电价由机组出清分时节点电价*机组申报运行上限占装机容量的比例进行替代。主要问题一是火电机组顶峰发电的激励引导、发电受限的考核约束已分别通过现货市场价格信号作用和煤电容量考核机制实现，价格替代对发电受限机组重复考核，加重企业经营负担。二是报价替代新增不平衡资金，涉嫌火电机组的利益再分配问题。

二是中长期超缺额回收机制较为严格。例如新能源月度中长期合同超出实际发电量50%时按照中长期交易加权均价的0.85倍与当日日前市场用户侧统一结算点价差进行回收，用户中长期电量分解至当旬的电量低于当旬实际用电量的90%时，按照该时段当月加权均价与日前市场用户侧统一结算点加权均价的差价的1.5倍进行回收。通过超额回收机制限制用户中长期交易电量。

成本补偿机制有待完善

缺少全容量补偿机制。目前仅对燃煤机组进行容量补偿，且补偿标准仅为100元/千瓦・年（含税），远未达到全额覆盖成本的水平。燃气机组、储能、抽水蓄能等其他提供有效容量的电源未被纳入补偿范围，导致这些电源的固定成本无法通过市场交易或补偿机制回收。在现货电价低迷的背景下，高可靠性机组的生存空间被压缩，可能引发机组退出市场或投资意愿下降，进而威胁电力系统的容量支撑能力与供电可靠性。

限价相关设置有待优化

一是现货市场申报与出清下限的设定，尚未充分兼顾新能源的多元收益情况。目前山西现货市场申报、出清限价均为0~1500元/兆瓦时，未考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素。在用电低谷时段，新能源大发叠加传统电源出力，实际电力供应远超需求，本应通过低价甚至负电价引导部分电源合理停机或调减出力，但当前下限价格无法实现这一调节功能。

二是二级限价的设置与执行，在适配市场调节需求方面可进一步完善。目前设置了二级限价。当现货日前市场或实时市场出清的用户侧统一结算价的算术平均值超过566元/兆瓦时，就等比例缩小。干预了市场无形之手功能的发挥但二级限价削弱了现货价格的调节功能：在电力持续紧缺、电价本应维持高位以激励更多电源投入供电的场景下，二级限价会强制压低价格，导致发电企业的顶峰收益被人为限制，进而打击其顶峰保供的主动性。

山西省电力市场优化改进方向

面对山西电力市场现存的困境，应紧扣国家政策导向，遵循市场发展规律，从完善规则体系、优化运行机制等方面精准发力。通过有条不紊地落实各项改革举措，助力山西电力市场在规范化、高效化的发展道路上行稳致远。

规范结算机制，提升规则适配性

按国家政策要求明确结算方式：修改中长期交易结算规则，允许交易双方自主确定结算参考点，将结算方式统一为差价结算，契合“合同价格与结算参考点现货价格差值”的核心要求；

衔接新能源结算机制：统一市场主体结算标准，消除新能源面临的双重结算方式问题，确保结算规则的一致性与合规性。

完善代理购电环节，还原真实市场信号

一是合规生成负荷曲线，建立代理购电用户专项负荷预测机制，结合用户行业属性、用电特性、历史数据等因素开展独立预测，摒弃“系统总负荷-市场化用户申报负荷”的倒减方式，确保负荷数据真实反映用户实际用电需求，为电力调度计划制定提供精准支撑；二是调整挂牌价格形成机制，严格依据809号文要求，将代理购电月度挂牌价的计算基准调整为“当月月度集中竞价加权平均价”，确保价格形成逻辑合规。

优化辅助服务机制，实现激励有效与分摊合理

取消额外调频量价补偿：全面落实196号文要求，将调频辅助服务市场机制统一为“基于调频里程的单一制价格机制”。具体而言，取消场外对煤电调频机组与新型储能的额外量价补偿。通过单一制价格机制精准反映调频服务的实际价值，避免“过补偿”导致的市场扭曲。

合理疏导调频补偿费用：重构调频辅助服务费用分摊机制，按照“谁受益、谁承担”原则，将费用全额向用户侧疏导。具体分摊比例可结合用户用电负荷特性、峰谷用电占比等因素制定，替代当前分摊的不合理比例。

规范新能源调峰交易：将新能源参与的省间调峰交易全部转为省间电能量交易，按照电能量交易规则确定交易价格与交易量。对于已参与华北调峰辅助服务市场的新能源企业，调整收益核算方式，取消“增供电量收益冲抵调峰费用后按比例分摊”的模式，直接按电能量交易价格结算增发电量收益，确保交易完全符合“区域调峰交易转为电能量交易”的政策要求。

减少人为干预，强化市场监管

取消火电机组结算价人为替代：完全依托现货市场价格信号实现激励与约束。火电机组顶峰发电的收益通过高峰时段现货市场高电价体现，发电受限的考核通过煤电容量考核机制落实，避免重复考核加重企业经营负担。同时，清理因价格替代产生的不平衡资金，防范利益再分配引发的市场不公。优化中长期超缺额回收机制：取消不合理的超额回收条款，放宽对用户中长期交易电量的限制，让市场主体根据供需变化与自身需求灵活调整签约量，充分发挥市场自主调节作用。

健全成本补偿机制

建立全容量补偿机制：扩大容量补偿覆盖范围，将火电、燃气、储能、抽水蓄能等所有提供有效容量的机组纳入补偿范畴。补偿标准按机组类型差异化制定：煤电作为基础保障性电源，补偿标准核定为“固定成本+合理收益”（建议提高至覆盖全成本的水平）；新能源配套储能、独立储能按其可靠性贡献系数核算补偿金额；燃气机组、抽水蓄能按调峰保供能力设定补偿标准。补偿资金由全体用电用户分摊，确保高可靠性机组成本足额回收，激发其持续提供容量支撑的积极性。

优化限价设置

调整现货市场申报与出清下限：结合新能源多元收益特性，将申报、出清下限设定为“山西新能源项目中央补贴度电价格+绿证收益度电价格”的最大值且可设为负值；通过负电价引导新能源在低谷时段合理调减出力，缓解供过于求压力，让价格真实反映供需关系。

完善二级限价机制：优化二级限价的触发条件与执行方式，避免在电力紧缺时段强制压低价格；待全容量补偿机制实施后，可取消二级限价，让现货价格充分反映电量成本，发挥价格信号的激励约束作用。

结语

作为全国省级电力现货市场的先行者，山西电力市场的发展完善始终承载着为全国电力市场化改革探路的重要使命。当前市场面临的各项问题，本质上是市场转型过程中政策衔接、规则设计与实际运行需求之间的适配性矛盾，也是改革向纵深推进过程中必然要面对的挑战。

未来，随着规范结算机制、整改代理购电环节、完善辅助服务与成本补偿机制、减少人为干预、优化限价设置等一系列措施的落地实施，山西电力市场将进一步回归“市场定价、精准信号、高效配置”的市场化本质。相信在持续深化改革的进程中，山西将继续发挥先行示范作用，不断完善市场规则体系，优化市场运行机制，持续释放市场活力，让价格信号更精准、市场竞争更充分、资源配置更高效，为新型电力系统建设、能源结构优化与电力安全保供提供坚实支撑，也为全国电力市场化改革贡献更多可复制、可推广的山西经验。