近日，山东省发改委、山东省能源局、山东能监办、国网山东省电力公司共同印发《山东省电力市场体系建设工作分工方案》（鲁发改经体[2023]174号）（以下简称《方案》）。《方案》明确指出稳定推进山东省电力市场建设，加强与全国统一电力市场和区域电力市场衔接。中国省级电网，开始落实全国统一电力市场体系建设。

《方案》中提及的多个条款，将对2023年的山东省的电力交易产生重要影响。

鼓励分布式发电等主体与周边用户直接交易，“隔墙售电”或有突破。

《方案》提出：健全分布式发电市场化交易机制，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制。

完善电价市场化形成机制，有序推动工商业用户全部进入电力市场。

《方案》提出：进一步完善煤电价格市场化形成机制和电价传导机制，有序推动工商业用户全部进入电力市场。加强电网企业输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。

引导新能源电力签订较长期限中长期交易，推动绿色电力交易。

《方案》提出：逐步建立与新能源特点相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易有效衔接。

山东近日电力市场方面政策频出，如日前出台的《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》中，对于现货市场下报价、出清价格上下限的设定，尤其是下限负电价的设定，引发了业内普遍关注。山东省电力现货市场下，节点电价频繁出现的负电价呈现在了公众面前。

依据时间段不同，电价存在显著差距。一方面对于新能源企业，尤其是光伏企业来说（负电价基本在中午光伏大发时段出现）并不友好，但另一方面，电力时空价值的体现，却正是灵活性资源的用物之地。

另外，有消息称，有关山东省2023年电力现货市场连续结算试运行的相关文件也将正式发布。其中也同样强调了电价的时空价值：将新增分时段集中竞价交易，根据容量补偿电价的时段划分确定分时段集中竞价交易曲线，各时段交易电价参照现货市场申报上下限执行。

另外，值得关注的是，在储能方面，2023年的电力现货市场试运行，将强调新能源+储能以发电联合体的形式参与中长期和现货市场。新能源+储能联合优化出清，新能源与储能分别申报短期/超短期功率、充放电曲线，储能充放电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。

新能源配储的利用率将有望得到提高。这也与国家层面的即将出台的促进新能源配储利用率的相关政策相互吻合。

在储能装机规模不断增加的前提下，各级管理部门也更为关注储能的实际利用效果。2023年的政策、市场机制的修订、出台，将会越来越细致和明确。


原文如下：

各市发展改革委（能源局）、供电公司，华能山东发电公司、华电集团山东分公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、国家电投集团山东分公司、华润电力华北大区、山东核电有限公司，山东电力交易中心，有关企业：

为深入贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）等文件精神，稳妥推进我省电力市场体系建设，根据省委省政府的部署和要求，结合实际，制订了《山东省电力市场体系建设工作分工方案》。现印发给你们，请认真贯彻执行。
为落实好《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改经体〔2022〕118号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）等文件精神，根据省委省政府的部署和要求，结合实际，制订了《山东省电力市场体系建设工作分工方案》（以下简称《分工方案》）。

一、总体要求和主要目标

完整、准确贯彻新发展理念，适应碳达峰碳中和目标的新要求，加快建设新型电力系统，促进新能源的投资、生产、交易、消纳，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

稳步推进我省电力市场建设，不断提高我省电力资源配置效率，加强与全国统一电力市场和区域电力市场衔接，确保高效协同。

提升电力系统稳定性和灵活调节能力，协同推进市场建设与电网运行管理，防范市场建设风险，确保电力系统安全稳定运行。做好基本公共服务供给和电力市场建设的衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。

按照国家统一部署，到2025年，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。到2030年，结合全国统一电力市场体系建设情况，实现我省电力市场与全国统一电力市场、区域市场融合运行。

二、完善我省电力市场体系的功能

（一）持续推动电力中长期市场建设。进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用。完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种，鼓励开展较长期限的中长期交易，规范中长期交易组织、合同签订等流程。推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷。逐步建立与新能源特点相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（二）稳妥推进电力现货市场建设,不断完善电力辅助服务市场。引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系。组织实施好电力现货市场试点，加强监测和监管，边试边改，不断完善规则体系和技术支持系统，优化市场模式和路径，逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场。推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接，建立合理的费用疏导机制。鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。逐步丰富辅助服务市场参与主体和交易品种，探索引入备用、爬坡等新型辅助服务交易。（山东能源监管办牵头，省发展改革委、省能源局、国网山东省电力公司配合。）

（三）积极推动跨省区中长期直接交易。建立外电入鲁协调推进工作机制，加强形势预判和应对。在稳定跨省区送电预期的前提下，积极推动跨省区中长期直接交易。支持售电公司、用户与送端发电企业开展跨省区中长期直接交易。（省能源局牵头，省发展改革委、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（四）统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设。加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。基于电网供需情况和现货交易形成的分时段信号，发布集中竞价典型曲线，促进中长期市场形成和现货市场相适应的多样化量价曲线。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（五）培育多元竞争的市场主体。有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。严格售电公司准入标准和条件，引导社会资本有序参与售电业务，发挥好电网企业和国有售电公司重要作用，健全确保供电可靠性的保底供电制度，鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。（省能源局牵头，省发展改革委、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

三、健全我省电力市场交易机制

（六）完善交易规则和技术标准。依据国家发展改革委、国家能源局制定的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则，以及统一的交易技术标准和数据接口标准，制定和完善我省的交易细则，组织推动我省交易中心与国家和区域层级交易中心，在技术和数据标准方面有效衔接、总体一致。（山东能源监管办牵头，省发展改革委、省能源局、国网山东省电力公司配合。）

（七）完善电力价格形成机制。进一步完善煤电价格市场化形成机制和电价传导机制，有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。鼓励清洁取暖用户通过参与电力市场降低采暖成本。根据国家部署，加强电网企业输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（八）做好市场化交易与调度运行的高效衔接。在保障电网安全运行和电力可靠供应的前提下，统筹优化电力市场运行与电网调度运行，健全完善电网企业相关业务流程和制度标准。加强电力交易中心与电网企业业务协同，推动规划、营销、计量、财务、调度等信息的互通共享。提升电网智能化水平，加强电力运行调度和安全管理，依法依规落实电力市场交易结果。（国网山东省电力公司牵头，省发展改革委、省能源局、山东能源监管办配合。）

（九）加强信息共享和披露。落实信息披露制度要求，规范披露流程，依法依规披露电网安全约束条件、跨省跨区可用输电能力等关键信息。建设统一信息披露平台，健全信息安全保障机制，确保电力运行信息安全可控。（国网山东省电力公司牵头，省发展改革委、省能源局、山东能源监管办配合。）

四、加强电力统筹规划和科学监管

（十）健全适应市场化环境的电力规划体系。统筹可再生能源和常规电源规划布局，加强我省电力规划与国家电力规划、电源规划与电网规划、电力规划与市场建设之间的衔接，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。（省能源局牵头，省发展改革委、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（十一）完善现代电力市场监管体制。提升对电力市场科学监管能力，加强监测预警，强化电力交易机构和调度机构的运营监控和风险防控责任，做好对电力市场信息披露情况的监督和评价。加强对电网企业自然垄断性业务的监管，健全电网公平开放监管制度，强化运行安全和服务质量评价。（山东能源监管办牵头，省发展改革委、省能源局、国网山东省电力公司配合。）

（十二）开展相关市场主体的信用监管工作。按照国家要求开展监管对象的信用信息归集和信用监管，建立实施分级分类监管措施，完善“双随机一公开”信用监管检查机制，对电力市场主体违反《电力市场监管办法》的行为依据行政处罚情况开展信用行为认定、归集及修复，引导监管对象增强诚信意识，营造诚实守信的市场环境。（山东能源监管办牵头，省发展改革委、省能源局、国网山东省电力公司配合。）

（十三）完善电力应急保供机制。加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制，通过容量成本回收机制、辅助服务市场等实现合理经济补偿。健全市场应急处置机制，优先保障民生用电供应，确保电力供应安全。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

五、构建适应新型电力系统的市场机制

（十四）提升电力市场对高比例新能源的适应性。严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资。推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。（省能源局牵头，省发展改革委、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（十五）探索开展绿色电力交易。创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易有效衔接。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（十六）健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（十七）优化发电容量成本回收机制。电力现货市场初期，以容量补偿电价方式保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上，根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考现货电能量市场分时电价信号，通过基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式，引导电力用户削峰填谷、错峰用电，改善电网供需状况。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

六、加强组织实施

（十八）强化组织落实。加强总体指导和统筹协调，全省的电力市场体系建设工作由省发展改革委总牵头。省发展改革委、省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司、山东电力交易中心等各有关单位，依据本方案明确牵头部门和任务分工，密切配合，做好工作。要重视各类市场主体的合理诉求，各有关单位要依据政策规定和工作程序，公平、公正、及时地做出相应安排，在新政策出台、交易规则调整、业务流程安排前，充分论证、严格审核、各司其职。（省发展改革委牵头，省能源局、山东能源监管办、国网山东省电力公司配合。）

（十九）加强政策宣贯。组织开展电力市场建设的专项研究培训，鼓励引导相关市场主体发挥各自优势，主动适应新型电力系统建设和市场化方向。各牵头单位要加强宣传引导和政策解读，凝聚电力市场发展共识，营造良好改革氛围。（山东能源监管办牵头，省发展改革委、省能源局、国网山东省电力公司配合。）

（二十）及时跟踪评估。电力交易机构和调度机构按照职责分工做好市场运行信息的记录、汇总、分析和披露等工作，及时准确反映电力市场运行状况。山东能源监管办会同省发展改革委会、省能源局、国网山东省电力公司等单位，适时对电力市场运行状况开展定期评估，及时总结经验，加强督促指导。（山东能源监管办牵头，省发展改革委、省能源局、国网山东省电力公司配合。）

前期相关工作分工与《分工方案》不一致的内容，以《分工方案》为准。按照国家新政策和新要求调整完善《分工方案》的工作，由省发展改革委牵头。

原标题：“隔墙售电”或有突破，新能源储能联合体参与市场重点关注