据储能界了解到，经过3个月的意见征询，2024年4月19日，山东省能源监管办、山东省发改委、山东省能源局正式印发《山东电力市场规则（试行）》（简称《规则》），其中优化了中长期合约结算方式——增加“中长期结算参考点”概念、增加中长期合约中的阻塞费用。此举既是实现结算方式与国家发改委、国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源〔2023〕1217号）规定的主动对齐，也是在山东新能源井喷式发展、阻塞问题逐步浮现的背景下，对市场规则的提前布局，更是在新型电力系统构建中对新能源消纳、资源优化配置的有益尝试。
中长期合约结算方式
原来的中长期结算方式
山东电力现货市场采用偏差结算方式，即中长期合约电量全结算，现货市场电量与中长期合约电量的差值按照现货市场价格结算。山东现货市场价格采用节点边际电价，即现货电价反映时间和空间价值。发电侧采用所在节点的电价结算，用电侧采用全网发电节点的加权电价结算，相当于提前分配了电力现货市场的阻塞盈余。由于山东电网网架结构坚强，几乎不发生阻塞，为便于理解，在电力现货市场建设初期，中长期合约价格不考虑具体节点，即中长期合约买卖双方都采用统一参考点结算。在市场初期，此举有利于规则的快速宣贯，实现中长期市场与电力现货市场的合理衔接，并且基本符合当时电力系统运行的客观实际。
存在的问题
原中长期合约结算方式最大的问题在于中长期价格不反映位置信号，可能造成系统产生不平衡费用。以苹果交易类比，烟台苹果的果农与批发商签订中长期合约，双方约定秋天以全省苹果平均价格结算，然而实际交割时，果农按烟台苹果均价收款，批发商按全省苹果均价付款。若交割时二者价格一致则皆大欢喜，若价格不一致，果农利益可能受损，也可能获益。同理，当电网不发生阻塞时，原来的结算方式没有问题；当电网发生阻塞时，中长期合约不考虑位置信号，系统将产生不平衡资金。随着山东新能源快速发展，尤其是烟青威、鲁北大基地相关区域，新能源发展速度远超电网建设进度，阻塞问题开始浮现。据统计，2022年共有42天发生电网阻塞现象，集中在5～7月，主要发生区域为泰安西部电网，阻塞在单时刻影响价格最高为1.16元/千瓦时，全天平均影响价格最高为0.42元/千瓦时；2023年共有48天发生电网阻塞现象，集中发生在5～7月和10～12月，阻塞发生区域扩大至烟威地区、泰安西部、章丘三处，阻塞在单时刻影响价格最高为1.6元/千瓦时，全天平均影响价格最高为0.6元/千瓦时；截至2024年6月23日，山东全网发生阻塞天数大幅增加至71天，从3月开始，阻塞问题发生频率较高，阻塞区域进一步扩大，包括烟威地区、泰安西部、济宁、章丘、枣庄、淄博等区域，阻塞在单时刻影响价格最高为1.6元/千瓦时，全天平均影响价格最高为0.28元/千瓦时。预计今年秋冬季，阻塞情况将进一步加重，全年阻塞天数和阻塞影响价格都将显著高于去年同期。
优化后的中长期结算方式
《规则》优化了中长期合约结算方式，增加了“阻塞费用”部分，即：发电侧中长期阻塞费用部分=合约电量（发电节点日前电价－中长期结算参考点日前电价）上式中，相当于对中长期合约价格进行了空间位置的修正。目前，中长期结算参考点暂选为用户侧统一结算点，在现货阶段，若电源位于负荷阻塞区、现货电价高，则中长期合约电费增加；若电源位于电源阻塞区，电送不出去、现货电价低，则中长期合约电费降低。用电侧中长期阻塞费用部分=合约电量（用户侧统一结算点日前电价－用户侧中长期结算参考点日前电价）由于目前中长期结算参考点暂选为用户侧统一结算点，所以用户侧中长期阻塞费用为零，中长期结算方式优化对用户侧暂无影响。但是从以上两式可知，中长期阻塞费用发用两侧不一致，产生了新的不平衡资金，根据《规则》，中长期阻塞费用一半由发电侧结算，剩余部分由发电和全体工商业用户分摊。
对电力市场的影响
《规则》中，优化中长期结算方式对电力市场的影响主要集中在电源侧，电源侧电价分化将更加明显，长远看，资源优化配置效果将逐步显现。
对存量项目的影响——自发形成价区
截至2024年3月底，山东电网装机规模18173.12万千瓦（不含魏桥等孤网装机规模），其中直调火电7563.05万千瓦、风电2600.46万千瓦、光伏5932.57万千瓦。按区域统计，烟台、潍坊、德州新能源装机规模排在前三位，烟台、潍坊也是电网阻塞易发区域。根据《山东省可再生能源发展“十四五”规划》，2025年底，全省风电和光伏规模分别达到2500万千瓦和5700万千瓦以上，山东已提前完成规划目标，但是随着海上风电“开工1000万千瓦、投产500万千瓦”，以及鲁北盐碱滩涂地大基地投产风光1000万千瓦等目标的逐步实现，预计烟威、潍坊、东营等地区电网阻塞程度将进一步加深，形成电价洼地。按照2023年阻塞影响价格测算，发生阻塞时，影响10万千瓦风电项目收益1万元/天，预计“十四五”末该值将明显增加。
对增量项目的影响——优化区域配置
随着山东电力市场建设向纵深推进，新能源投资主体市场意识逐步增强。目前，多数投资主体已采用市场均价开展经济性评价，但是还不具备价区的概念。随着阻塞问题加剧和阻塞费用明朗化，电源阻塞区域结算电价降低，尤其是占比更高的中长期电价降低，电源阻塞区域新能源投资将放缓。虽然新能源指标由政府组织分配，鲜少考虑电力现货市场因素和阻塞因素，但投资方将根据价格指引，减缓低电价电源阻塞区域投资进度，增加负荷阻塞区域投资强度，从而在一定程度上优化资源区域配置。
展望
如果用户侧也形成价区，将促进所在区域的新能源消纳。根据《规则》，用户侧电价为全网统一价，不反映所在区域的真实用电成本，本质上形成了新的交叉补贴——发电低电价区域补贴了发电高电价区域，即电源阻塞区域的用户补贴了负荷阻塞区域的用户。新能源装机占比高的地方政府常常不平于当地新能源资源无法直接反哺当地用电企业，例如烟威区域政府对“源网荷储”格外热衷。如果用户侧结算不采用统一电价，而是像发电侧一样采用所在节点电价，将阻塞信号传导给用户侧，那么电源阻塞区域的用户电价下降、用电量增长，该区域的新能源消纳量得以提升，实现用户与新能源的双赢。虽然当前实行用电侧节点电价或分区电价的行政成本过高，但是随着新能源发展和阻塞形势的不断变化，建议探索用电侧分区电价路径，以实现更优的资源区域配置。如果电网按照价区调整建设进度，将促进更大范围的新能源消纳。电网建设进度一般按照规划进行，但是新能源井喷式发展的现状往往与电网建设脱节。《规则》对中长期结算方式的优化使不同节点的阻塞情况清晰、即时可见，对电网建设与新能源建设的匹配度给予了明确的信号。如果电网能够按照阻塞费用信号优化调整建设进度，将促进新能源在更大范围的消纳。最后，电力现货市场是一个“牵一发而动全身”的有机整体，《规则》对中长期结算点的优化看起来只是为了和国家《电力现货市场基本规则（试行）》对齐所做的小改变，但是这只“蝴蝶”扇扇翅膀，将引起潜在的、深远的变化。
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