周云：适应新型电力系统的电力市场机制研究

适应新型电力系统的电力市场机制研究

（来源：中能传媒研究院  作者：周云 电力规划设计总院双碳技术研发中心）

（中能智新科技产业发展有限公司）

(资料图片仅供参考)

新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成部分和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统实现“清洁”“可靠”“经济”运行具有较大挑战，本研究遵循电力系统运行规律和市场经济规律，围绕推进“层次分明、功能完备、机制健全、治理完善”的全国统一电力市场体系建设完善，加快推进电力体制机制和电力市场机制创新，以期为新型电力系统建设提供决策参考。

一 顶层引领，系统性开展电力市场体系完善

电力市场建设应遵循市场性一般性规律和电力系统运行规律，开展系统性建设，以确保发挥市场资源优化配置的决定性作用。在市场本身方面，需要构建中长期市场、现货市场、辅助服务市场、零售市场统筹协调、高效运作的市场体系；在市场外部方面，需要构建与市场配套的产业政策、合约市场，建立电力市场与绿证市场、碳市场协调统一机制。同时，立足电力系统运行规律，设计不同周期市场运行可靠性机制，开展周及以上充裕度评估，日预调度和可靠性机组组合，合理安排实时市场和辅助服务市场运行，各环节协调配合、互相支撑，保证了电力系统安全稳定运行和实时供应平衡。

图 电力市场建设体系

2017年以来，我国共实施了两批以省为主体的电力现货市场试点，积极推进区域电力市场建设，市场范围、规模逐步扩大，市场机制创新发展、竞争成效不断显现。然而，市场体系建设仍存在不足，不同层次市场、不同类型市场在交易品种、交易机制、交易时序、市场准入等方面有序协调不畅，不同类型市场主体价值难以完全体现，有效供给的市场格局尚未充分形成。亟待按照全国统一电力市场建设要求，进一步夯实市场体系建设，形成顶层引领，从根本上理顺电力市场经济关系和电力运行关系，保障电力市场改革行稳致远。

一是进一步夯实国家、区域、省三层联动电力市场体系，实现资源更大范围优化配置。国家电力市场主要实现不同区域、省市场间的共享互济，区域市场主要实现区域内电力资源优化配置，省市场是全国统一电力市场体系的基础，主要实现省内资源优化配置，保障省内电力基本平衡。

二是进一步健全电力中长期、现货、辅助服务、容量市场、碳市场、绿证市场有序协调的市场体系。其中，中长期市场开展日以上至多年的电能量交易，发挥稳定市场预期的基础作用；现货市场开展日前、日内、实时电能量交易，发现电力实时价格，实现资源的时空优化配置；辅助服务市场是在实时阶段开展的调频、备用、黑启动等交易，发挥保证电力系统实时平衡、安全稳定运行等作用。容量市场、碳市场、绿证市场主要发现不同类型电源价值，激发市场活力。

三是进一步推进形成多元竞争的市场主体格局。有序放开发用电计划，完善政府授权合约机制和电网企业代理购电机制，推动政府间送电协议、热电联产等优先发电电源参与市场竞争，推进经营性用户参与市场。促进储能、虚拟电厂等新型市场主体参与市场交易，充分扩大市场规模，提升竞争水平。

四是进一步建立健全市场化电价形成机制。有序推动保障性电源以外各类电源取消政府定价，完全通过市场竞争形成上网电价，产业支持政策在场外实施，实现“价补分离”。全面建立非市场化用户代理购电价格与市场价格联动机制，稳定保障性电源规模，实施交叉补贴单列，保障居民、农业用电价格稳定。精细化开展输配电成本监审，建立电网投资事前核定、定期校核的定价机制，探索引入电网企业激励约束机制。

二 分类施策，优化完善各类型电力市场机制

加强电力现货市场建设，形成有效的分时价格信号。充分借鉴当前现货市场建设经验，优化关键机制设计，加强电力市场交易技术支持系统标准化建设，部署长周期运行，逐渐形成长期稳定的市场环境。边运行、边完善，优化现货市场限价形成机制，加强日前、日内、实时（平衡）市场协调运行，引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系，保障电力供应平衡。

优化电力中长期市场机制，加强与电力现货市场衔接。建立完善中长期分时段交易机制，优化交易时段划分，充分体现电力分时价值，探索放开价格上下浮动限制。丰富交易品种，缩短交易周期，提升交易频次，实现发用两侧自由交易合约，提高市场灵活性和运行效率。完善中长期价格形成机制，与现货市场形成良性互动，实现“长协定量、现货定价”，有效稳定市场价格预期。

完善电力辅助服务市场机制，实现市场多重价值发现。建立健全调频、备用、黑启动辅助服务市场，细化辅助服务品种，探索爬坡等新交易品种，通过现货市场实现电力调峰。探索电力辅助服务与现货市场联合优化出清，提高系统效率。推进开展跨省跨区调频、备用等辅助服务交易，实现调节资源共享互济。完善辅助服务成本分摊和收益共享机制，推进向用户侧疏导。

统筹绿证和碳市场建设，保障绿色电源公平竞争。推进电力市场、绿证市场、碳市场价格形成机制相协调。建立“量由政府分配、价由市场形成”的绿色电力交易机制，促进竞争，提升水平。做好碳-电价格合理传导，实现电-碳市场资源共同优化配置。

统筹省间和省内市场协调，促进资源大范围优化配置。按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动开展跨省区中长期交易、省间现货交易，试点开展送受端“点对点”交易。完善跨省跨区送电价格市场化形成机制，推动与送、受端电力市场价格水平衔接，做好跨省区交易与省内市场在经济责任等方面的动态衔接。

三 聚焦重点，建立健全新型电力系统创新机制

完善和创新促进新能源消纳的市场机制。推动可再生能源消纳责任权重机制全面实施，推进新能源企业与售电公司通过市场竞争方式签订中长期购售电合约，保障新能源发电收益，稳定市场预期。允许新能源根据自身情况自主确定年度、月度等交易电量比例以及交易时段，满足可再生能源对合同电量、曲线的灵活调节需求。逐步提升新能源参与市场程度，完善偏差考核机制，引导新能源通过提升出力预测准确性提高参与市场能力，形成可靠替代，逐步成为主体电源。完善可再生能源跨省跨区交易机制，允许可再生能源与传统电源打捆或通过现货市场承担调节责任，完善可再生能源跨省跨区输配电价机制，探索按网络使用程度、最优路径组合等方式收取输电费，提升可再生能源跨省跨区交易的可行性和稳定性。

完善和创新促进传统能源向基础性电源转变的市场机制。探索建立市场环境下的电力规划体系，结合经济发展水平、电力发展目标、用户失电成本等，提出电力供应可靠性标准，基于长周期市场仿真开展规划方案经济性评估，作为新型电力系统下合理规划输电通道、电源类型和投产时序的重要依据，满足新型电力系统建设可靠性和经济性要求。通过建立竞争性容量配置或容量市场等方式，引导各类机组提供有效容量，公平给予容量补偿。过渡期以实施高成本机组容量补偿起步，逐步过渡至全类型电源品种，保障系统长期充足的备用容量和电力供应安全。

完善和创新促进灵活资源有效供给的市场机制。根据电力供应可靠性价值合理确定现货市场价格上限，形成更加清晰的价格信号和合理峰谷价差，引导传统能源在现货市场发挥调峰价值，实现向提供可靠电力、调峰能力的基础性电源转变。推进各类灵活性调节资源、用户可调节负荷参与辅助服务交易，实施基于“容量报价”和“里程报价”的调频市场机制，有利于以提供快速调节为主和以提供备用容量为主的调节资源发挥各自价值，保障以新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行。

完善和创新促进负荷侧参与系统调节的市场机制。明确分布式电源、负荷聚集商、源网荷储一体化、虚拟电厂、储能等市场主体地位，推动分布式电源在现货市场、辅助服务市场等多场景获取收益。建立完善分布式发电基金附加、交叉补贴等政策，科学制定市场化交易机制，建立与分布式就近交易相适应的输配电定价机制。深化零售市场与批发市场衔接机制，提高售电公司用户用电行为分析能力，通过设计差异化价格套餐，聚合用户侧灵活调节资源参与需求响应、辅助服务等系统调节服务，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。

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