推動將優(yōu)先發(fā)購電計劃轉(zhuǎn)為政府授權(quán)中長期合同
補充通知指出，推動將優(yōu)先發(fā)購電計劃轉(zhuǎn)為政府授權(quán)中長期合同。未參與市場交易的余熱余壓余氣發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、小水電、核電、分布式新能源和部分省外來電等電量優(yōu)先匹配保障性電量，將保障性電量之外的優(yōu)先發(fā)電量打包作為政府授權(quán)中長期合同，由全體工商業(yè)用戶（含電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶）認購。未認購部分按用電量占比分配給全體工商業(yè)用戶。
眾所周知，由于優(yōu)先發(fā)電需要優(yōu)先消納，而優(yōu)先購電具有不確定性，優(yōu)發(fā)優(yōu)購的預(yù)測偏差將會導(dǎo)致不平衡資金的產(chǎn)生，2020年5月山東電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行就曾因此產(chǎn)生近億元的不平衡資金。按照當時的規(guī)則，新能源發(fā)電、核電、外來電等優(yōu)先發(fā)電電量按照市場價格和“保量保價”規(guī)則分別與用戶和發(fā)電企業(yè)結(jié)算。對于優(yōu)先發(fā)電超出優(yōu)先購電部分的電量，市場結(jié)算機構(gòu)需要用高價購買并賣給低價市場用戶，產(chǎn)生了“高買低賣”現(xiàn)象，即出現(xiàn)了不平衡資金。
有市場主體表示，“將未放開的優(yōu)先發(fā)用電計劃轉(zhuǎn)為政府授權(quán)合約，是一種過渡手段，幫助市場主體實現(xiàn)由計劃向市場的轉(zhuǎn)變。這是對生物質(zhì)、小水電、核電等進入市場的支持，優(yōu)購電量首先匹配保障性用電，剩余的部分全體工商業(yè)用戶認購，這樣就避免優(yōu)發(fā)優(yōu)購的偏差，不用中長期收益回收，避免不平衡資金的產(chǎn)生。”
虛擬電廠可獨立參與交易，容量補償電價按系數(shù)收取
補充通知指出，6月份起虛擬電廠可作為獨立市場主體參與市場交易。虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場主要有兩種交易方式，一是參與填谷交易，緩解負荷低谷時段或新能源大發(fā)導(dǎo)致電網(wǎng)負備用不足問題。二是參與頂峰交易，緩解負荷高峰時段發(fā)電不足產(chǎn)生的電力短缺問題。
虛擬電廠作為一種靈活的可調(diào)節(jié)資源，在新型電力系統(tǒng)的建設(shè)趨勢下將發(fā)揮至關(guān)重要的作用。它可以作為“正電廠”向系統(tǒng)供電，也可以作為“負電廠”消納系統(tǒng)的電力，高效靈活地解決電力實時匹配難題，起到削峰填谷的作用。目前我國虛擬電廠獨立參與市場交易還處于初級階段，未來還有很大的發(fā)展空間。
補充通知規(guī)定，9月份起，對可調(diào)節(jié)負荷試行基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式。在新能源大發(fā)、發(fā)電能源充裕的時段，容量補償電價為：基準價99.1元/兆瓦時*谷系數(shù)K1（K1取值0-50%）；發(fā)電緊張時段，容量補償電價為：基準價99.1元/兆瓦時*峰系數(shù)K2（K2取值100%-160%）。
在我國電力市場中，容量補償電價是山東首創(chuàng)的，那么為何執(zhí)行容量補償機制？眾所周知，新能源機組參與現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨價格會出現(xiàn)0價甚至負價。機組發(fā)電獲得收益，不發(fā)電的備用機組沒有收益，這部分成本就無法回收。有了容量補償電價，備用機組可以獲得補償，電廠在投資新建機組方面更有積極性。因此容量補償機制作為過渡措施，能夠有效解決市場化發(fā)電機組在參與電力現(xiàn)貨市場中固定成本回收的問題，也給予電力供應(yīng)一定保障。
之前，山東的容量補償電價標準為統(tǒng)一的99.1元/兆瓦時，有行業(yè)專家曾表示，這種計劃式的定價方式存在弊端，不能隨行就市。如今容量補償電價按峰谷系數(shù)收取，能夠更好地激發(fā)容量市場活力，避免了定價過低起不到激勵作用，定價過高會增加用戶成本的難題。
電網(wǎng)代理購電輸配電價不再執(zhí)行分時政策
2021年11月發(fā)布的《山東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作指南（試行）》規(guī)則第十六條指出，“代理購電用戶代理購電價格、輸配電價執(zhí)行分時電價政策”，而山東《關(guān)于全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價有序推進銷售電價市場化改革的通知》規(guī)定，“電力現(xiàn)貨市場結(jié)算（中長期、日前、實時）電量，其交易價格、省級輸配電價（含線損和交叉補貼）不再執(zhí)行峰谷分時”。規(guī)則一出，山東電力市場主體紛紛發(fā)聲，“電網(wǎng)企業(yè)能對自己代購電用戶的交易價格、輸配電價實行峰谷分時電價，為何不能對市場化交易用戶執(zhí)行峰谷分時電價？”這個不統(tǒng)一的規(guī)則曾引起了市場主體的多種聲音。
補充通知中，對此項規(guī)則進行了完善。文件指出，“逐步調(diào)整電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶電價結(jié)構(gòu)，其輸配電價執(zhí)行與直接參與市場交易用戶相同的固定電價政策”。對此有電力市場參與者表示，“此項調(diào)整能夠促進電網(wǎng)代理購電和市場交易之間的公平，改革的道路是摸著石頭過河，市場規(guī)則也必定會趨向合理。”
此外，文件還指出，按照“先高壓、后低壓”的順序，有序推動電網(wǎng)企業(yè)代理用戶分時計量、結(jié)算，2022年底前代理購電高壓用戶具備執(zhí)行分時結(jié)算條件。
分布式新能源將參與市場偏差費用分攤
補充通知要求，推動分布式新能源參與電力市場，按照“誰受益、誰承擔”的公平原則，逐步將分布式新能源納入市場主體范圍，與集中式新能源場站同等參與市場偏差費用分攤。
山東新能源發(fā)展迅速，由于電力系統(tǒng)運行需要保持電壓的穩(wěn)定和供需的平衡，而新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性等特點，大量接入后無疑給電網(wǎng)系統(tǒng)升級改造和電網(wǎng)消納帶來壓力。分布式新能源承擔偏差費用分攤責任，能有促進電力行業(yè)可持續(xù)發(fā)展，確保相關(guān)各方公平參與市場。
今年7月起，山東省內(nèi)10千伏及以上電壓等級并網(wǎng)的非戶用分散式風(fēng)電、分布式光優(yōu)（不含扶貧項目）將率先分攤偏差費用分攤。2023年1月份起，全部非戶用分散式風(fēng)電、分布式光優(yōu)（不含扶貧項目），新建并網(wǎng)的戶用分布式（不含扶貧項目）納入市場偏差費用分攤范圍。并將根據(jù)市場發(fā)展情況，逐步將所有新能源發(fā)電企業(yè)（不含扶貧項目）納入電力市場交易主體范圍。
