核心提示 當前，我國加快構建新型電力系統，電網形態更加復雜多樣，系統運行機理和平衡模式發生深刻變化。國網能源院專家認為，新型電力系統下的電力市場建設必須充分考慮能源供給安全，統籌協調煤電與非化石能源發電的關系，加快建立能合理體現各類資源在系統靈活性、安全可靠支撐等方面價值作用的市場機制，加大需求側等新型調節資源利用，推動能源清潔低碳轉型和電力安全可靠供應。

　　我國電力市場建設不斷深化

　　電力市場體系是我國統一開放、競爭有序的現代市場體系的重要組成部分。2015年，《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》以完善市場化交易機制為重點，對進一步深化電力體制改革作出總體部署。近期，《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》發布，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業用戶都進入市場，建立電網企業代理購電制度，進一步加速電力市場建設進程。

　　經過多年實踐，我國電力市場建設向縱深推進，取得顯著成效。“統一市場、兩級運作”的市場總體框架基本形成；覆蓋省間省內，包括電力中長期、現貨、輔助服務的全周期全品種市場體系已建立；省間電力市場趨于完善，省內電力中長期與現貨交易協同開展，電力市場運營的物理基礎和輸配電價機制基本具備。全國電網跨省跨區互聯能力持續加強，各級電網輸配電價體系形成，為全國統一電力市場運營提供有力支撐。

　　隨著發用電計劃逐步放開，我國電力市場化交易規模顯著提升。國家電網經營區內市場交易電量由2016年的0.8萬億千瓦時增長到2020年的2.3萬億千瓦時，占售電量比重由14%提高到50%。同時，促進清潔能源消納的電力市場交易機制初步建立。依托大電網、大市場，各地創新開展清潔能源打捆、發電權替代、跨區富余可再生能源電力現貨等交易。“十三五”時期，國家電網經營區新能源利用率逐年提升，2020年達97.1%。電力現貨市場建設取得初步成效。2017年跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易試點實施，截至今年8月成交電量累計超過230億千瓦時。在此基礎上，省間電力現貨市場建設加速推進。近日，《省間電力現貨交易規則（試行）》印發。目前，第一批8個省級電力現貨交易試點已完成連續結算試運行，第二批6個省級電力現貨交易試點加緊完善方案規則。

　　系統調節能力建設和安全保供面臨挑戰

　　碳達峰、碳中和目標下，我國電源結構由可控連續出力的煤電裝機占主導向不確定性強、可控出力較弱的新能源發電裝機占主導轉變，電網運行更加復雜，電力系統對調頻、調峰資源的需求將大大增加。提升系統調節能力、加強安全保供的重要性進一步凸顯。

　　一是煤電功能定位面臨轉變。煤電是我國最大的靈活性調節電源，2020年我國煤電裝機容量約10.8億千瓦，占總裝機容量的49.1%。一段時期內，煤電仍將在我國電力電量平衡中發揮重要作用。針對近期煤炭價格上漲、供應短缺等問題，有關部門采取推動燃煤發電市場化、對煤炭價格實施調控、促進煤炭增產保供等一系列措施，有效緩解了電力供應緊張局面和煤電企業經營壓力。但考慮到一次能源價格波動、碳排放成本內化、利用小時數下降等因素，煤電未來發展仍存在不確定因素。

　　二是新能源大規模高比例并網后，電力供需平衡調節和安全運行保障機制有待完善。隨著新能源發電裝機占比不斷提升，新能源小發期間電力供應不足和大發期間消納受限問題可能交替出現，極端天氣下電力可靠供應難度將進一步增加。同時，電力電子靜止設備大量替代旋轉同步電源，系統轉動慣量持續下降，將給電網運行帶來新的挑戰。

　　三是需求側資源、負荷聚集商、儲能等新型靈活性調節資源的市場機制、控制技術尚不健全。高比例新能源接入對電力系統的平衡、調節和支撐能力提出更高要求，僅依靠發電側靈活性資源不足以支撐新型電力系統構建。為滿足系統運行靈活性要求，亟須挖掘用戶側靈活調節潛力。目前，我國電力市場需求側響應的市場機制仍待健全，儲能等新興主體的成熟商業模式尚未形成，靈活調節資源參與系統調節的積極性未得到充分調動。

　　建立健全市場機制，調動源網荷儲各環節資源潛力

　　面對新形勢、新挑戰，深化電力市場建設必須充分考慮能源供給安全，統籌協調煤電與非化石能源發電的關系，建立健全容量、輔助服務、需求側響應等市場機制，調動源網荷儲各環節資源的潛力，確保系統安全穩定運行和電力可靠供應。

　　●建立容量市場機制，保障電力可靠供應

　　煤電在市場中將由基礎保障型電源向基礎保障型和容量調節型電源并重轉變，需要科學設計容量保障機制，通過市場化手段保障電力供需能力和調節能力充裕度，引導發電合理投資。從國際經驗看，單純的電能市場收益不能完全覆蓋發電成本，可采用稀缺定價、戰略備用容量、容量成本補償、容量市場等機制保障發電容量充裕度。我國目前尚未建立成熟的容量市場機制，部分省份（山東、廣東）在電力現貨市場運行同時，試行了容量補償機制。

　　下一步，我國容量市場建設的重點機制可包括：

　　市場過渡期建立容量補償機制。結合各地近期電力供需平衡情況，探索建立容量成本補償機制；合理確定補償范圍和補償標準，對于存量煤電機組可采用政府核定容量電價的方式，對于新增煤電機組可采用容量招標的方式；滾動完善價格機制，綜合考慮發電成本、系統可靠性要求等因素，確定容量補償價格，對不同機組分別計算并定期調整容量電價。

　　逐步建立容量市場機制。容量市場可采用容量拍賣機制或戰略備用招標等機制，按照多年、年度、月度等開展交易，由市場運營機構購買并將成本分攤至用戶側。同時，在市場建設過程中，應做好相關價格形成與傳導機制的設計，按照“誰受益、誰承擔”的原則，將有關成本在全部市場主體中公平、合理分攤。

　　逐步豐富容量資源和交易品種。可引入各類電源、負荷側資源、儲能等多元容量資源參與市場，適時開發靈活調節容量、慣量容量等交易品種。

　　●完善輔助服務市場，體現資源靈活性價值

　　新能源發電裝機占比提升大幅增加了電力系統對調頻、調峰資源的需求。目前，我國已開展輔助服務市場相關探索，交易品種主要包括調峰、調頻輔助服務交易，費用以發電側分攤為主。構建以新能源為主體的新型電力系統，需要加快建立適應高比例新能源接入的輔助服務市場機制，不斷豐富交易品種，優化組織方式和費用分攤機制，以市場方式體現調節資源價值，激發系統靈活調節潛力。

　　一是結合實際完善輔助服務市場機制。細分傳統輔助服務品種，優化交易開展方式。探索省間備用市場機制，推動省間大范圍輔助服務資源互濟；電力現貨交易試點地區重點完善調頻、調峰輔助服務市場機制，推動建立備用輔助服務市場；可再生能源裝機占比較高地區結合實際完善輔助服務市場機制。

　　二是進一步豐富輔助服務交易品類。探索轉動慣量、爬坡速率等新型輔助服務交易品種，明確交易方式和交易流程，滿足電網安全穩定運行需要；推進備用市場細分，并考慮備用分區等。

　　三是加強輔助服務市場與電能市場的統籌協調。加強輔助服務市場與現貨市場在時序、流程、出清機制、價格機制等方面的銜接，逐步實現電能現貨市場與調峰市場的融合，探索輔助服務與電能市場聯合出清。

　　四是建立用戶側參與的輔助服務費用分攤機制，改變目前僅在發電側按照上網電量分攤的方式，按照“誰受益、誰承擔”原則，鼓勵用戶側主體承擔輔助服務費用。

　　●發揮市場機制作用，激發新型資源潛力

　　虛擬電廠、負荷聚集商、分布式光伏、儲能等新興市場主體將在提升系統靈活性、挖掘需求側調節能力中發揮重要作用。需要設計激勵相容的市場機制，引導需求側靈活調節資源參與電能、輔助服務等市場交易，擴大需求側資源參與電力市場的規模，促進源網荷儲協調發展。

　　一是鼓勵新型資源以聚合方式參與電力市場。適當放寬市場主體的準入標準，鼓勵儲能、需求側響應等用戶側靈活性調節資源通過虛擬電廠、負荷聚集商等新興主體的聚合和優化參與輔助服務市場和現貨市場。在市場起步階段，可為新興市場主體提供適當補貼，鼓勵其快速起步。

　　二是加強電力批發與零售市場的銜接協同。適應工商業用戶全面進入電力市場需要，優化完善電力零售市場運營機制，推動實現零售服務關系線上化、高效化、智能化，促進電力零售市場與批發市場的銜接和互動，完善價格形成與傳導機制，激發終端用戶參與系統調節，逐步建成競爭開放、靈活互動的電力零售市場。

　　三是擴展需求側響應資源參與市場規模。建立需求側響應資源參與市場技術標準體系，完善市場準入規則、交易品種、價格機制、偏差考核機制，進一步拓寬需求側響應資源參與電力市場的交易品種范圍。

　　四是引導抽水蓄能、儲能參與電力市場交易。通過現貨市場的價格信號引導儲能“低充高放”，完善輔助服務市場機制設計，結合儲能特性開展備用、快速爬坡等輔助服務交易品種，建立健全容量成本回收機制，科學認定儲能有效容量。

　　（作者單位：國網能源研究院有限公司）