山东省电力市场情况介绍

2025.05 山东电力市场建设基本情况 山东电力市场中长期交易规则 目录 山东电力现货市场交易规则3 CONTENTS 山东电力辅助服务市场规则4 山东电力市场结算 电改背景介绍 巴黎协定 能源革命 火电过剩 u2016年11月4日《巴黎协定》正式生效；u2020年能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，单位国内生产总值能源消费比2015年下降15%，非化石能源比重达到15%；u大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内。 u能源消费侧敞开供应的模式将终结；u建立多元供应体系，推进煤炭清洁高效利用，发展非煤能源，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系；u能源技术革命包括火电清洁利用、新能源发电、特高压输电网和智能微电网等技术创新。 u我国经济由高速增长转变为中高速增长，电力消费增速放缓，工业用电量增速缓慢；u用电量增速放缓，而火电建设却逆势增长，增速远大于电力消费需求增速，导致发电设备利用小时大幅下降。 国家电改文件介绍 电改政策分析 电改政策详细解读 u发电企业不再将电量全部卖给电网公司，而是将部分电量在电力批发市场上直接买给售电公司和电力大用户，该部分电量被称为市场化交易电量。随着电力体制改革的推进，几年以后市场化交易电量将占发电企业发电量的绝大部分。 u输电网络类似于公路网络中的高速公路、干线公路，由于投资大、回收期长，暂不向社会资本放开。未来国有电网企业（国家电网、南方电网）将逐步退出竞争性售电环节，主要负责投资、建设输配电网络，并以向电力用户收取过网费为主要收入来源。 u配电网络类似于公路网络中的地方公路、园区道路，负责将电能配送到电力用户门口。根据电改政策规定，政府鼓励和引导社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过市场竞争确定投资主体。 配电环节 u在售电环节引入市场竞争，向社会资本开放售电业务，是此次电力体制改革的亮点。进入电力市场的电力用户可以选择向售电公司购电，电费价格可根据市场行情由双方协商决定，政府不再定价。且市场化购电的价格一般会低于用户目前执行的目录电价，也就是说市场化购电将降低用户的用电成本。 u按照电改政策规定，将按电压等级有序放开电力用户的市场化购电准入。当前阶段进入电力市场的主要是用电量较大的工商业企业用户（电压接入等级10KV以上）和试点园区内的企业，随着电改的深入，更低电压接入等级的用户、甚至居民，都将逐步进入电力市场。 售电公司准入标准 拥有配网经营权的售电公司须：取得【电力业务许可证（供电类）】，注册资金不低于其总资产的20%，拥有不少于20人的专业人员（至少2名高级、5名中级）等。 市场改革进程 （一）山东电力中长期市场发展历程 建设有序竞争的电力市场，发挥市场在资源配置中的决定性作用，是深化电力体制改革的核心任务，也是全面贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略、落实“双碳”战略目标、建设新型电力系统的必然选择，对于保障能源供应，保障能源安全，建设新型能源体系，推动能源绿色低碳转型和高质量发展具有重要意义。 2014年初，出台了《山东省电力直接交易试点方案》，启动了全省电力直接交易工作。 2017年6月，出台《山东省电力中长期交易规则》，持续组织和规范中长期交易。 2021年12月现货市场连续试运行以来，中长期市场、现货市场进行差价合约偏差结算，联合运行。 截至目前，电力现货市场正式运行11个月，电网运行安全稳定，市场出清价格合理，供需衔接有序，市场方案、交易规则、应急预案等得到全过程检验和完善。 （三）山东辅助服务市场发展历程 “ ”2017年5月，我省启动电力辅助服务市场建设，设置有偿调峰和AGC两个交易品种。 2018年3月，启 动山 东 省 电 力 辅 助 服务 市 场 的 结 算 试 运行。 2019年3月和11月，两次提高调峰报价上限。 开展现货市场建设试点后，建立了辅助服务市场和现货市场衔接机制，2021年12月现货市场连续试运行以来，调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合，调频辅助服务市场与现货日前市场分开运行、协调出清。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 电力市场 电能生产者和使用者本着公平竞争、自愿互利的原则，通过协商、竞价等方式，就电能及其相关产品进行交易，通过市场竞争确定价格和数量的市场。 电力市场体系 按交易对象，分为电量市场、辅助服务市场和容量市场等；按交易时序，分为中长期市场、日前市场和实时市场。日前市场和实时市场属于现货市场范畴。 电力现货市场 日前及更短时间内的电力产品交易的市场，要求在组织市场交易时考虑供需平衡和安全约束。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 自主签订市场合约，全电量参与现货交易 直调公用电厂 山东核电有限公司1、2号发电机组按照《关于山东核电有限公司海阳一期核电项目上网电价有关事项的通知》（鲁发改价格〔2019〕544号）要求，优发上网电量按照政府批复价格结算。在此基础上，核电机组参与现货市场，并自愿参与中长期市场。 实际上网电量按政府批复价格结算。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 以厂为单位参与市场。满足电网接入技术规范的、具备现货市场计量条件的地方公用电厂和并网自备电厂自愿原则签订市场合约、自主参与市场。 地方公用电厂并网自备电厂 不满足电网接入技术规范、未自主签订市场合约的地方公用煤电机组，申报次月每日上网电量，集中打包参与交易；未参与日前申报的机组，以中长期合约曲线作为日前申报曲线，作为价格接受者参与日前市场出清，以实际上网电量进行偏差结算。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 集中式新能源电站（不含扶贫光伏）按自愿原则参与中长期交易，参与中长期交易的新能源电站全电量参与现货市场。 未参与中长期交易的新能源电站（不含扶贫光伏），按现货规则规定参与日前现货市场出清及定价， 实际上网电量的90%按照其实际发电曲线，按照政府批复价格结算。 分布式新能源上网电量按照政府批复价格结算。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 满足电网接入技术规范的独立储能设施自主参与调频辅助服务市场或以报量报价方式参与电能量市场。参与调频辅助服务市场时，储能设施调频贡献率设定为0.1。 “ ”参与电能量市场时，储能设施主体在竞价日通过山东电力交易平台报量报价，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 用户侧分为直接参与市场交易用户、电网企业代理购电用户和居民农业用户三类。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。 “ ” 零售用户 售电公司 批发用户 批发用户直接参与市场，须按规定参与现货市场中长期交易。批发用户也可与其他售电公司签约转为零售用户参与交易。 售电公司按要求足额缴纳履约保函或履约保证保险后参与市场。 零售用户由售电公司代理参与市场交易，也可转为批发用户自主参加交易。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 暂未进入市场的工商业用户（含未通过批发或零售市场购电的注册用户），由电网企业代理购电。电网企业要单独预测代理购电用户负荷曲线。电网企业代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务。 代理购电价格（含平均上网电价等） 输配电价（含线损及政策性交叉补贴） 电价 代理购电价格基于电网企业代理工商业用户购电费（含偏差电费）、代理工商业用户购电量确定。代理购电产生的偏差电量，按照现货市场价格结算。 电网企业通过场内集中交易方式参与中长期市场，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。日前市场沿用中长期交易电量曲线，实时市场采用月时段日均电量拟合模式参与现货市场偏差电量结算。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 “ ”居民生活（含执行居民电价的非居民用户）、农业生产用电由电网企业保障供应，继续执行现行目录电价，用电价格不变。 （四）山东电力市场的模式架构 1.片面追求指标排名,“以服务为导向”的要求落实不够 现货市场采用“集中式”市场模式，“电能量市场+辅助服务市场”的市场架构。现货电能量市场包括日前市场、日内机组组合调整和实时市场。辅助服务市场目前仅开展日前调频辅助服务市场。 （四）山东电力市场的模式架构 （四）山东电力市场的模式架构 发电燃料价格、电力电量平衡、电网运行方式等影响价格的因素还不确定，未来现货价格存在较大的波动风险；市场主体为了规避风险，依据对未来电量的预测，参照过去现货市场价格，买卖双方自行协商签订中长期合同。 2024年电力市场运行情况 二、2024年电力市场运行情况 1.电力消费情况 Ø2024年度，全省全社会用电量8319.72亿千瓦时，同比增长4.45%。 •第一产业用电量151.24亿千瓦时，同比增长14.24%，其占全社会用电量的比重由上年的1.66%调整为1.82%，提高0.16个百分点。 二、2024年电力市场运行情况 1.电力消费情况 •第二产业用电量6071.11亿千瓦时，同比增长2.78%，其占全社会用电量的比重由上年的74.16%调整为72.97%，降低1.19个百分点。工业用电量6005.12亿千瓦时，同比增长2.90%；其中，采矿业用电量197.38亿千瓦时，同比增长1.10%，制造业用电量4875.59亿千瓦时，同比增长2.74%，电力、热力、燃气及水生产和供应业用电量932.16亿千瓦时，同比增长4.19%。 二、2024年电力市场运行情况 1.电力消费情况 •第三产业用电量1064.54亿千瓦时，同比增长7.56%，其占全社会用电量的比重由上年的12.43%调整为12.80%，提高0.37个百分点。•城乡居民生活用电量1032.82亿千瓦时，同比增长10.29%，其占全社会用电量的比重由上年的11.76%调整为12.41%，提高0.65个百分点。 二、2024年电力市场运行情况 2.电厂发电情况 二、2024年电力市场运行情况 2.电厂发电情况 •截至2024年12月底，泰山抽水蓄能电站、沂蒙抽水蓄能电站和文登抽水蓄能电站累计发电53.99亿千瓦时，累计抽水用电67.84亿千瓦时。 二、2024年电力市场运行情况 3.电力供需平衡情况 Ø全网用电负荷情况 •2024年度，山东电网全网用电最高负荷为11451.5万千瓦（8月3日），同比增加4.50%。全网用电最低负荷为4414.7万千瓦（2月14日），同比降低0.74%。全网用电负荷最大峰谷差为3973.1万千瓦（9月1日），同比增长6.01%。 Ø电力供需平衡分析 •2024年度，电力电量呈现整体平稳增长，全网用电负荷累计61次破亿，迈入常态化破亿时代。网内电源发电秩序良好，地方电厂顶峰能力创历史新高，外电入鲁有力供给，省内各类电源和新型储能应发尽发，有力支撑省内电力供应，未采取负荷侧管理措施。预测2025年全网最高用电负荷1.22亿千瓦，晚峰全网最高用电负荷1.13亿千瓦，如遇极端天气，负荷将进一步增长。综合考虑省内电源发电能力和外电入鲁送电情况，整体电力供需平衡，如遇极端恶劣天气，可能存在时段性供应缺口。 二、2024年电力市场运行情况 4.跨区跨省电能交易情况 Ø跨区跨省电能交易组织情况 •跨区跨省市场化交易组织情况：截至2024年12月底，共组织88批次省间市场交易，达成交易电量1595亿千瓦时。具体为：银东直流达成交易电量2