另一方面，新能源将逐步成为主力电源，煤电将向基础保障性调节性电源转变。传统以电量竞争为主的市场机制，无法准确体现电力市场各经营主体为系统提供的电能量价值、容量价值、安全价值、绿色价值，不利于保障新型电力系统安全稳定运行，也难以平衡多元经营主体利益，需加快建立适应新型电力系统的市场机制，引导全社会公平承担新能源消纳责任和系统容量、调节成本，实现促进能源转型和经济高效的有机统一。

通过一系列“组合拳”，电力保供能力显著提升。马强透露，2023年迎峰度夏期间，高峰高价激励煤电机组发电能力提升270万千瓦，激发独立储能顶峰放电能力充分释放，分时电价机制引导市场化用户晚高峰移峰200万千瓦，有力保障了电力安全可靠供应。

云顶天宫电力现货市场试点加速“转正”。6月17日，国家能源局山东监管办公室会同山东省发展改革委、山东省能源局按照国家政策要求依程序顺利实现山东电力现货市场转入正式运行。

数据显示，目前山东电力现货市场已有28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化参与现货市场交易，有效促进了新型储能产业健康发展。

同时，山东还积极推动集中式新能源企业入市，鼓励集中式新能源企业自愿选择全电量参与中长期和现货交易。不选择全量参与电力市场交易的新能源企业则以实际发电量的10%参与现货市场结算。截至2023年底，山东564家集中式新能源场站中，有44家风电场选择全电量入市，通过电力市场交易实现新能源发电价值。

电力规划设计总院市场研究院副院长凡鹏飞表示，破解以上问题，需从更高层面完善顶层设计，加快建设全国统一电力市场体系。电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面作用显著，是重中之重。

当前，新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类新型经营主体迅速发展。对于这一新趋势，山东电力现货市场不断完善各类经营主体参与模式，建立了独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的市场盈利机制，明确新能源与配建储能联合入市规则，出台新能源配储转独立储能的技术条件、支持长时储能试点应用的若干措施。此外，还创新构建了虚拟电厂参与现货市场交易相关机制。

比如，现货市场低谷低价和分时电价信号的充分传导，充分调动了各类资源参与新能源消纳。在新能源大发、电力需求下降的低谷时段，现货市场低电价激励煤电机组深调371万千瓦，分时电价机制引导市场化用户午间填谷500万千瓦，有效促进了新能源消纳，推动了能源结构转型和绿色低碳发展。

制定分时电价传导机制方面，山东创新实施现货市场分时电价全链条传导机制，以现货市场分时价格信号为指导，优化工商业分时电价与分时零售套餐约束机制，同步适时调整代理购电用户分时电价浮动比例和峰谷时长等参数，有效实现现货市场分时价格信号向终端用户的有效传导。

2017年8月，国家发展改革委、国家能源局联合发文，选择南方(从广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，正式启动电力现货市场建设试点工作。2023年底，山西、广东电力现货市场已陆续“转正”。

市场模式方面，山东电力现货市场在设计之初便选择了现货全电量出清、中长期交易差价结算的集中式市场模式，电力现货市场出清采用安全约束机组组合与安全约束经济调度算法，兼顾了市场交易组织与电力系统安全运行要求，同时采用分时节点价格机制，形成反映电能时空价值的价格信号。

记者了解到，针对能源电力安全保供，山东电力现货市场通过选定适宜市场模式、优化热电解耦出清方式、设置合理市场价格限值、建立容量补偿机制、制定分时电价传导机制等做法，实现了市场环境下电力安全保供。

山东是我国首批电力现货市场试点建设地区之一。山东电力调控中心现货市场处处长马强介绍，试点建设以来，山东积极探索创新，在前期试运行经验的基础上，于2021年12月1日起启动电力现货市场长周期结算试运行，截至2024年6月16日已连续不间断运行929天，经历了电煤高价、供需波动、极端天气等多重场景考验。

针对新能源消纳难题，山东省通过引入新型储能等多元主体参与电力现货交易、设置合理的价格限值、制定分时电价传导机制、推动电力调频、爬坡辅助服务市场建设等措施，对于激励各类主体参与电力系统调节，挖掘新能源消纳空间发挥了积极作用。