核心提示 当前，我国加快构建新型电力系统，电网形态更加复杂多样，系统运行机理和平衡模式发生深刻变化。国网能源院专家认为，新型电力系统下的电力市场建设必须充分考虑能源供给安全，统筹协调煤电与非化石能源发电的关系，加快建立能合理体现各类资源在系统灵活性、安全可靠支撑等方面价值作用的市场机制，加大需求侧等新型调节资源利用，推动能源清洁低碳转型和电力安全可靠供应。
我国电力市场建设不断深化
电力市场体系是我国统一开放、竞争有序的现代市场体系的重要组成部分。2015年，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以完善市场化交易机制为重点，对进一步深化电力体制改革作出总体部署。近期，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，建立电网企业代理购电制度，进一步加速电力市场建设进程。
经过多年实践，我国电力市场建设向纵深推进，取得显著成效。“统一市场、两级运作”的市场总体框架基本形成；覆盖省间省内，包括电力中长期、现货、辅助服务的全周期全品种市场体系已建立；省间电力市场趋于完善，省内电力中长期与现货交易协同开展，电力市场运营的物理基础和输配电价机制基本具备。全国电网跨省跨区互联能力持续加强，各级电网输配电价体系形成，为全国统一电力市场运营提供有力支撑。
随着发用电计划逐步放开，我国电力市场化交易规模显著提升。国家电网经营区内市场交易电量由2016年的0.8万亿千瓦时增长到2020年的2.3万亿千瓦时，占售电量比重由14%提高到50%。同时，促进清洁能源消纳的电力市场交易机制初步建立。依托大电网、大市场，各地创新开展清洁能源打捆、发电权替代、跨区富余可再生能源电力现货等交易。“十三五”时期，国家电网经营区新能源利用率逐年提升，2020年达97.1%。电力现货市场建设取得初步成效。2017年跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点实施，截至今年8月成交电量累计超过230亿千瓦时。在此基础上，省间电力现货市场建设加速推进。近日，《省间电力现货交易规则（试行）》印发。目前，第一批8个省级电力现货交易试点已完成连续结算试运行，第二批6个省级电力现货交易试点加紧完善方案规则。
系统调节能力建设和安全保供面临挑战
碳达峰、碳中和目标下，我国电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导向不确定性强、可控出力较弱的新能源发电装机占主导转变，电网运行更加复杂，电力系统对调频、调峰资源的需求将大大增加。提升系统调节能力、加强安全保供的重要性进一步凸显。
一是煤电功能定位面临转变。煤电是我国最大的灵活性调节电源，2020年我国煤电装机容量约10.8亿千瓦，占总装机容量的49.1%。一段时期内，煤电仍将在我国电力电量平衡中发挥重要作用。针对近期煤炭价格上涨、供应短缺等问题，有关部门采取推动燃煤发电市场化、对煤炭价格实施调控、促进煤炭增产保供等一系列措施，有效缓解了电力供应紧张局面和煤电企业经营压力。但考虑到一次能源价格波动、碳排放成本内化、利用小时数下降等因素，煤电未来发展仍存在不确定因素。
二是新能源大规模高比例并网后，电力供需平衡调节和安全运行保障机制有待完善。随着新能源发电装机占比不断提升，新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳受限问题可能交替出现，极端天气下电力可靠供应难度将进一步增加。同时，电力电子静止设备大量替代旋转同步电源，系统转动惯量持续下降，将给电网运行带来新的挑战。
三是需求侧资源、负荷聚集商、储能等新型灵活性调节资源的市场机制、控制技术尚不健全。高比例新能源接入对电力系统的平衡、调节和支撑能力提出更高要求，仅依靠发电侧灵活性资源不足以支撑新型电力系统构建。为满足系统运行灵活性要求，亟须挖掘用户侧灵活调节潜力。目前，我国电力市场需求侧响应的市场机制仍待健全，储能等新兴主体的成熟商业模式尚未形成，灵活调节资源参与系统调节的积极性未得到充分调动。
建立健全市场机制，调动源网荷储各环节资源潜力
面对新形势、新挑战，深化电力市场建设必须充分考虑能源供给安全，统筹协调煤电与非化石能源发电的关系，建立健全容量、辅助服务、需求侧响应等市场机制，调动源网荷储各环节资源的潜力，确保系统安全稳定运行和电力可靠供应。
●建立容量市场机制，保障电力可靠供应
煤电在市场中将由基础保障型电源向基础保障型和容量调节型电源并重转变，需要科学设计容量保障机制，通过市场化手段保障电力供需能力和调节能力充裕度，引导发电合理投资。从国际经验看，单纯的电能市场收益不能完全覆盖发电成本，可采用稀缺定价、战略备用容量、容量成本补偿、容量市场等机制保障发电容量充裕度。我国目前尚未建立成熟的容量市场机制，部分省份（山东、广东）在电力现货市场运行同时，试行了容量补偿机制。
下一步，我国容量市场建设的重点机制可包括：
市场过渡期建立容量补偿机制。结合各地近期电力供需平衡情况，探索建立容量成本补偿机制；合理确定补偿范围和补偿标准，对于存量煤电机组可采用政府核定容量电价的方式，对于新增煤电机组可采用容量招标的方式；滚动完善价格机制，综合考虑发电成本、系统可靠性要求等因素，确定容量补偿价格，对不同机组分别计算并定期调整容量电价。
逐步建立容量市场机制。容量市场可采用容量拍卖机制或战略备用招标等机制，按照多年、年度、月度等开展交易，由市场运营机构购买并将成本分摊至用户侧。同时，在市场建设过程中，应做好相关价格形成与传导机制的设计，按照“谁受益、谁承担”的原则，将有关成本在全部市场主体中公平、合理分摊。
逐步丰富容量资源和交易品种。可引入各类电源、负荷侧资源、储能等多元容量资源参与市场，适时开发灵活调节容量、惯量容量等交易品种。
●完善辅助服务市场，体现资源灵活性价值
新能源发电装机占比提升大幅增加了电力系统对调频、调峰资源的需求。目前，我国已开展辅助服务市场相关探索，交易品种主要包括调峰、调频辅助服务交易，费用以发电侧分摊为主。构建以新能源为主体的新型电力系统，需要加快建立适应高比例新能源接入的辅助服务市场机制，不断丰富交易品种，优化组织方式和费用分摊机制，以市场方式体现调节资源价值，激发系统灵活调节潜力。
一是结合实际完善辅助服务市场机制。细分传统辅助服务品种，优化交易开展方式。探索省间备用市场机制，推动省间大范围辅助服务资源互济；电力现货交易试点地区重点完善调频、调峰辅助服务市场机制，推动建立备用辅助服务市场；可再生能源装机占比较高地区结合实际完善辅助服务市场机制。
二是进一步丰富辅助服务交易品类。探索转动惯量、爬坡速率等新型辅助服务交易品种，明确交易方式和交易流程，满足电网安全稳定运行需要；推进备用市场细分，并考虑备用分区等。
三是加强辅助服务市场与电能市场的统筹协调。加强辅助服务市场与现货市场在时序、流程、出清机制、价格机制等方面的衔接，逐步实现电能现货市场与调峰市场的融合，探索辅助服务与电能市场联合出清。
四是建立用户侧参与的辅助服务费用分摊机制，改变目前仅在发电侧按照上网电量分摊的方式，按照“谁受益、谁承担”原则，鼓励用户侧主体承担辅助服务费用。
●发挥市场机制作用，激发新型资源潜力
虚拟电厂、负荷聚集商、分布式光伏、储能等新兴市场主体将在提升系统灵活性、挖掘需求侧调节能力中发挥重要作用。需要设计激励相容的市场机制，引导需求侧灵活调节资源参与电能、辅助服务等市场交易，扩大需求侧资源参与电力市场的规模，促进源网荷储协调发展。
一是鼓励新型资源以聚合方式参与电力市场。适当放宽市场主体的准入标准，鼓励储能、需求侧响应等用户侧灵活性调节资源通过虚拟电厂、负荷聚集商等新兴主体的聚合和优化参与辅助服务市场和现货市场。在市场起步阶段，可为新兴市场主体提供适当补贴，鼓励其快速起步。
二是加强电力批发与零售市场的衔接协同。适应工商业用户全面进入电力市场需要，优化完善电力零售市场运营机制，推动实现零售服务关系线上化、高效化、智能化，促进电力零售市场与批发市场的衔接和互动，完善价格形成与传导机制，激发终端用户参与系统调节，逐步建成竞争开放、灵活互动的电力零售市场。
三是扩展需求侧响应资源参与市场规模。建立需求侧响应资源参与市场技术标准体系，完善市场准入规则、交易品种、价格机制、偏差考核机制，进一步拓宽需求侧响应资源参与电力市场的交易品种范围。
四是引导抽水蓄能、储能参与电力市场交易。通过现货市场的价格信号引导储能“低充高放”，完善辅助服务市场机制设计，结合储能特性开展备用、快速爬坡等辅助服务交易品种，建立健全容量成本回收机制，科学认定储能有效容量。
（作者单位：国网能源研究院有限公司）
评论