適應新型電力系統的多維協同電力市場體系

謝 開，劉敦楠，李 竹，孫 田，3，龐 博，劉 碩，張 顯

（1.北京電力交易中心有限公司,北京市 100031；2.華北電力大學經濟與管理學院,北京市 102206；3.清華大學電機工程與應用電子技術系,北京市 100084）

0 引言

構建新能源占比不斷提升的新型電力系統,是實現“雙碳”目標的重要途徑。在構建新型電力系統過程中,電力市場改革是重要環節［1-2］。隨著新能源裝機容量、發電量快速增長,電力系統的運行機理正發生深刻變化,傳統的市場理論、市場模式、價格機制亟待創新和重構,電力市場建設面臨新的挑戰［3-6］。

當前,中國電力市場正處于省間、區域、省內多層次耦合,計劃向市場的轉型期、可再生能源快速發展的關鍵期、新型主體大量入市的變革期“三期疊加”的階段,國內外現有的市場理論方法及體系難以滿足中國電力市場建設需求,亟須在政策、機制等方面實現創新性突破［7-8］。因此,本文首先分析了新型電力系統下電力市場發展趨勢,在此基礎上,構建了適應新型電力系統的目標、價值、時間、空間、主體多維協同的電力市場體系。其次,在此框架下圍繞安全保供、低碳轉型與經濟的多目標協同,中長期、現貨與實時運行的多時間協同,多層次全國統一電力市場的多空間協同,安全-綠色-經濟的多價值協同,新型市場主體快速發展下的多主體協同五方面關鍵問題,介紹了多維協同的市場設計思路和核心機制［9-14］。最后,結合中國電力市場建設現狀及本文所提核心思路,提出了建設全國統一電力市場的三階段實施路徑,并給出了相關建議。

1 新型電力系統下電力市場建設面臨的挑戰

能源轉型背景下,中國電力市場建設正面臨全新的變革和挑戰。

一是電源結構變化,保供應、保消納任務重。電源結構由以可控性強的常規能源為主,向以隨機性強、可控性弱的新能源為主轉變。系統平衡機理由確定性向隨機性轉變。保障電力可靠供應、系統安全穩定運行的難度上升,保障新能源高比例消納的壓力增大。

二是電網形態變化,多層次平衡有待統籌。電網形態由以單向逐級輸電為主的傳統電網,向包括多電壓等級交直流混聯大電網、微電網、局部直流電網等多種電網形態的能源互聯網轉變。系統平衡格局由“分省平衡”向“分省平衡、就地平衡、全網互濟”轉變,適應平衡模式轉變、促進各層次平衡統籌的市場機制有待建立。

三是市場主體變化,協調互動有待激勵。電能的生產者和消費者以外,大量“產消者”逐步參與系統平衡。在電源側,抽水蓄能、新能源配套建設的儲能等快速發展；在用戶側,分布式電源、微電網、虛擬電廠、負荷聚合商等終端新型市場主體涌現。系統運行模式由源隨荷動向市場機制引導的源網荷儲協同互動轉變。

四是成本構成變化,價格體系有待重構。新能源的邊際發電成本低、系統消納成本高。系統消納成本包括靈活性電源投資、系統調節、電網擴展與補強等成本。傳統邊際成本競價形成的價格,難以完全體現為了消納新能源所付出的系統成本。亟須建立適應高比例新能源大規模接入的價格理論,依托相應的交易品種、市場機制進行成本疏導［15-16］。

針對以上挑戰,未來電力市場建設要重點統籌“經濟、環境、安全”三者間的關系,在市場目標、品種、范圍、參與主體、安全運行等方面需要對傳統電力市場進行擴展和重構,使電力市場體系具有更強的兼容性、協調性、靈活性和可擴展性；需要更加注重多元目標的協調,更好地發揮市場與政策作用,更為靈活地兼容傳統和新型市場主體,適應新型電力系統的發展。傳統電力市場與新型電力市場的區別如表1 所示。

表1 傳統電力市場與新型電力市場異同Table 1 Differences and similarities between traditional electricity market and new electricity market

2 多維協同的電力市場體系設計

結合中國電力市場建設現狀,本文提出了政策、價值、時間、空間多維協同的電力市場體系,如圖1所示。一是目標維度,實現安全保供、低碳轉型與經濟的多目標協同；二是時間維度,實現中長期、現貨與實時運行的多時間協同；三是空間維度,實現多層次全國統一電力市場在省內、省間交易時序等方面的進一步協同；四是價值維度,實現安全-綠色-經濟多價值協同的品種配置；五是主體維度,構建多主體同臺競價的批發-零售市場體系［17］。電力市場設計應該針對以上5 個方面進行協同設計。

圖1 適應新型電力系統的多維協同電力市場體系Fig.1 Multi-dimensional collaborative electricity market system for new power system

2.1 新型電力系統下電力市場設計的多維特征

為適應新型電力系統發展,電力市場設計應考慮以下特征:

一是市場建設目標多元化。當前,中國電力行業正處于“計劃向市場的過渡期”“可再生能源快速發展期”“新型電力系統構建期”三期疊加階段,電力市場設計需要兼顧“保供應、促轉型、穩價格”的多重目標。

二是交易組織精益化。電力交易組織方式需適應新型電力系統運行特性,為各類市場主體提供全面、靈活的交易渠道。時間上,向更長和更短周期雙向發展；空間上,精準反映系統不同位置的電力商品價值差異；品種上,體現不同電力商品、服務的價值,各品種交易組織需要有機協同。

三是市場空間分層化。隨著電網向多層次發展,新能源集中式與分布式開發并舉,市場空間向更大范圍的資源配置和更小尺度的就地平衡推進,交易組織需隨平衡模式的變化分層次開展［18-19］。

四是商品價值多維化。電力商品價值不斷細化,市場機制設計需充分反映不同資源的價值屬性。除電能量價值外,市場交易還需反映保障系統供應可靠性、調節靈活性的安全價值,以及綠色環境價值。

五是市場主體多元化。發電側風、光、水、火、核、抽水蓄能多類型機組入市,需求側分布式電源、可調節負荷、儲能、虛擬電廠、聚合商等新型主體參與市場,電力市場需滿足多元主體的交易需求并體現各類主體的市場價值。

2.2 多維協同的電力市場體系設計思路與機制

針對市場設計的多維特征,在進行市場設計時應做好以下五方面的協同工作:1）做好多方面的政策協同；2）做好中長期與現貨市場在時間上的協同；3）實現電能-安全-綠色多價值的協同；4）實現包括省間（國家）市場與省（自治區、直轄市）/區域市場構成的批發市場及零售市場的多空間協同；5）實現多主體同臺競價的平臺。

2.2.1 安全保供、低碳轉型與經濟的多目標協同

由于電力商品的公共屬性,不同于歐美等國家和地區,經濟性并非中國電力市場建設追求的唯一目標,保供應同樣是電力市場建設的責任擔當。電力市場的建設不僅僅是經濟性行為,更多的是社會責任。

電力系統綠色轉型面臨著系統運行、政策價值、時間空間等諸多邊界條件。而電力系統運行規律與政策邊界決定了電力市場的模式設計,市場機制也依賴于政策驅動。目前,新能源等優先發電,居民、農業優先購電,相關電量、電價通過政策確定,需做好優先計劃與市場的銜接,做好優先發電、優先購電與市場化交易在電量（曲線）匹配、損益分攤、偏差考核機制等方面的協調。

同時,新能源仍以保障性收購為主,部分采用保量競價參與市場交易。需激勵新能源主動參與市場實現新能源大規模、大范圍的消納,確保回收成本、獲得收益,實現可持續發展,并做好新能源配套政策與市場的銜接。

2.2.2 中長期、現貨與實時運行的多時間協同

由于電力商品實時平衡的供給特性,需要通過不同時間尺度交易品種的相互協調,實現電力資源的最優化配置。通過中長期交易夯實電力供需平衡整體格局,優化資源配置,穩定長期價格水平；通過現貨市場組織日前、日內、實時市場,體現短期供需變化及價格。

中長期與現貨市場需要在交易曲線、組織周期、交易價格、參與方式、安全約束、偏差處理等方面強化銜接。交易曲線方面,中長期交易時段劃分將更加精細,如圖2 所示,以年度、月度為主的中長期交易實現長期價格信號引導,以月內連續運營實現中長期曲線的靈活性調整,滿足新能源主體“短周期、高頻次”偏差調整需求,以日前、日內現貨交易實現電量的實時平衡；交易價格方面,中長期連續交易價格逐步向現貨出清價格收斂；參與方式方面,電力用戶參與度不斷上升,由發電側單邊競價向發用雙邊競價發展；安全約束方面,中長期交易出清充分考慮系統運行約束,通過安全校核、出清算法等多重手段,確保成交結果的可執行性；偏差處理方面,市場主體可通過各時間周期的交易調整所持合同的偏差,主動承擔偏差管理責任。

圖2 多時間尺度的電能量市場體系Fig.2 Electric energy market system with multiple time scales

2.2.3 全國統一電力市場的多空間協同

國外電力市場建設層次相對單一,美國PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）市場的交易模式是一種類似省級電網的交易模式,著重開展區域內的電力資源優化配置。歐洲針對各個國家資源分配不均衡的問題,通過建設歐洲統一電力市場,開展跨區交易,實現資源整體的優化配置。而與歐美相比,中國地域更為遼闊,資源和負荷的空間分布情況更為復雜。因此,不能照搬國外市場建設經驗,中國需要建立多層次全國統一電力市場,實現省間、區域、省級市場的多層耦合,通過省間實現資源優化配置、區域落實余缺調劑/備用共享、省級支撐電力電量平衡,進而從空間維度實現資源大范圍優化配置［20］。

全國統一電力市場總體包括省間（國家）市場與省（自治區、直轄市）/區域市場構成的批發市場及零售市場,如圖3 所示。省間市場定位于保障國家能源戰略實施,實現大范圍資源優化配置,促進可再生能源消納,建立資源配置型市場；省內市場定位于通過優化省內資源配置,保障電力電量供需平衡和安全供電秩序,建立平衡型市場。

圖3 全國統一電力市場的多空間協同Fig.3 Multi-spatial collaboration of national unified electricity market

省間、省內市場的銜接需要遵循以下3 個原則:1）既能保證電力系統統籌資源、保障全網電力電量平衡,又能滿足用戶直接參與省間市場的愿望；2）既能保持省內平衡責任主體的格局,又能打破省間壁壘；3）既能促進資源大范圍優化配置,又能防止推高經濟欠發達地區用電價格。

2.2.4 安全-綠色-經濟多價值協同的交易品種配置

新型電力系統建設下,新能源裝機容量大幅度增長,將成為電能量市場的供給主體。一方面,高隨機性、低可控性的新能源并網會帶來系統安全的外部性,產生額外的系統調節和備用成本；另一方面,常規電源發電會帶來環境外部性,產生環境成本。

新型電力系統具有隨機性高的特征,需用概率和隨機過程來描述電力系統平衡問題。傳統的電力系統優化調度和市場交易,旨在解決基于負荷預測、源隨荷動的確定性系統優化問題；中長期和現貨電能量交易,可基本實現傳統電力系統的成本回報和利益分配。而新型電力系統是一個概率平衡系統。市場設計中需將復雜隨機優化問題,解耦成確定性部分（電能量交易）和不確定性部分（爬坡/備用服務）,并針對一定置信度下的預測負荷和新能源預測出力,基于期望值開展電能量平衡交易；對于新能源出力預測不準帶來的置信區間內的不平衡部分,需要購買爬坡、備用服務,并將有關成本分攤給責任主體。

在此背景下,電力系統將從傳統確定性平衡轉換為高不確定性的概率平衡,系統所需安全外部成本大幅度提高。同時,綠色價值方面,當前競爭性為主的電能量市場難以體現新能源的綠色價值。因此,需要建立“電能-安全-綠色”多價值協同體系,如圖4 所示,通過連續運營及分時段交易體現電能量價值；通過容量以及輔助服務市場實現安全價值；通過綠電與綠證交易、電-碳市場的協同體現綠色價值。圖4 中:D和H分別表示當日和當前時段。

2.2.5 多主體同臺競價的批發-零售市場

當前,中國儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型市場主體快速發展,“產消者”大量涌現,市場雙向互動特征明顯。目前,中國新型儲能累計裝機規模達到23.5 GW,預計2027 年可超過100 GW；預計到2025 年,中國虛擬電廠市場規模達10.2 GW,江蘇、冀北、上海、浙江、天津、深圳等地結合區域特點開展了虛擬電廠的試點應用。其中,江蘇虛擬電廠可提供快速可中斷的負荷控制服務；上海虛擬電廠建設以聚合商場、樓宇等需求響應為主,積極推進負荷集成商為主體運營的商業運營模式；冀北虛擬電廠提出了“云管邊端”技術架構,并將虛擬電廠納入電力輔助服務范圍；深圳成立了中國首個城市級虛擬電廠管理中心,以負荷型、儲能型資源聚合為主。

當前,新型主體入市機制不健全,缺乏統一入市標準,參與市場交易的商業模式尚未成熟,難以發揮其靈活調節的價值,進而難以獲得預期收益,影響新型主體參與市場的積極性。為此,需要進一步推進零售市場建設,強化零售市場與批發市場的銜接,建立N+X的零售市場體系,以及新能源、儲能“長期分時引導+短期需求波動響應+實時多層次供需平衡”體系,滿足分散式海量市場主體交易需求。

3 建設全國統一電力市場的實施路徑

為構建適應新型電力系統的電力市場體系,全國統一電力市場建設可劃分為3 個階段。

1）近期（2022—2025 年）（見圖5）:考慮到中國資源大范圍配置需求和省為主體的行政財稅管理體系,全國統一電力市場在近期應以省間、省內市場“兩級運作”起步,采取“兩級申報、兩級出清”模式,通過省（區域）市場各自優化,以及省間交易結果作為省內市場邊界的“協調函數”配置,實現大系統分解協調優化。區域市場主要開展輔助服務交易,著力解決區域內備用、調節等資源共享需求。

圖5 全國統一電力市場的近期形態Fig.5 Recent form of national unified electricity market

2）中期（2026—2030 年）（見圖6）:隨著電價交叉補貼妥善解決、省間交易壁壘逐步打開,省間和省內交易逐步融合,具備條件的省份實現“統一申報、兩級出清”,即將各省總體購、售電需求及價格統一在省間平臺申報,省間開展考慮主要斷面、輸電通道的優化出清,省內根據出清結果,再組織省內交易。部分地區可探索構建區域一體化市場,并整體作為交易單元參與全國統一電力市場［21］。

圖6 全國統一電力市場的中期形態Fig.6 Medium-term form of national unified electricity market

3）遠期（2030 年以后）（見圖7）:按“統一申報、統一出清”實現全局資源優化配置,省間與省內市場完成融合；在全國范圍內形成市場主體公平競爭、自主選擇,電力資源暢通流動、優化配置的市場環境；市場體系完備、交易品種豐富、市場交易活躍,電能量、輔助服務、容量市場、金融衍生品等協調運行；構建與新型電力系統相適應的電力市場體系。

圖7 全國統一電力市場的遠期形態Fig.7 Forward form of national unified electricity market

4 實現中長期、現貨與實時運行多時間協同的關鍵措施

4.1 堅持發揮中長期交易“壓艙石”作用

中國中長期市場發展迅速,2022 年完成市場交易電量5 250 TW·h,占全社會用電量的60.8%,市場交易電量持續增長。同時,隨著新能源滲透率的不斷增加,受新能源零邊際成本特性影響,新能源參與以邊際價格出清的現貨市場,造成“有價無量、有量無價”的困境。在新能源高滲透率的背景下,電力市場中長期交易不僅是規避現貨價格波動風險的工具,更將成為確保各類型電源投資合理回收的重要渠道。中長期交易為大部分電能量定價；現貨交易形成顆粒度更精細的時間價格信號和因線路阻塞產生的位置價格信號,并為中長期交易提供更精確的偏差電量定價手段和價格引導。

4.2 持續改進現貨市場模式

一方面,要加快建設雙邊模式的現貨市場。推動所有市場化用戶“報量報價”參與現貨交易。將用戶側申報信息納入現貨市場出清優化和實際結算,使現貨市場價格能夠充分反映發用兩側交易需求和供需情況。

另一方面,要進一步優化現貨市場競價模式。發電側節點電價、用戶側統一電價的模式,將導致現貨市場難以形成反映用戶位置信號的價格信號。應因地制宜研究節點電價、分區電價機制,通過現貨市場價格信號引導發電和負荷分布、緩解電網阻塞。同時,推動新能源報量報價參與現貨市場,因報價原因未中標的電量不納入棄風棄光電量考核。

4.3 進一步推動中長期與現貨市場機制的統籌銜接

中長期市場實現每日24 時段的分時交易,交易曲線將與更細顆粒度的現貨交易更加貼合。組織周期方面,中長期市場連續運營關閘時間已從月前推進至周以及D-2 日,未來將持續向更短周期延伸。

推動中長期市場向靈活化、精細化、標準化轉變。建立靈活的中長期交易調整機制,縮短交易周期、提高交易頻次,以年度、月度、多日的24 時段交易為周期,開展“中長期+連續運營”的全時間尺度運營體系,為市場主體提供豐富的市場化靈活調整手段,在中長期關閘前形成更貼近系統運行、體現實際發用電意愿的曲線,具體如圖8 所示。

圖8 中長期連續運營交易機制Fig.8 Trading mechanism for medium- and long-term continuous operation

截至2023 年底,國家電網有限公司經營區已有10 余省份實現D-2/D-3 日滾動交易。以中國甘肅為例,自2022 年8 月開展D-3 日連續滾動運營以來,現貨市場中零報價和最高報價的比例大幅減少,極大地發揮了中長期交易規避短期價格波動風險的作用。

4.4 實現基于帶時標能量塊的標準化市場設計

中長期交易的標準化是增強市場流動性和深化連續運營的關鍵,中國中長期電力市場發展實踐為標準化發展打下了良好基礎,也是中國電力市場建設的優勢。

如圖9 所示,通過引入分時段標準化（帶時標能量塊）交易概念,對交易周期、交易流程等交易組織關鍵要素進行標準化設計。針對當前不同省在時段劃分、價格形成、曲線分解方面的差異,建立統一的中長期交易合約模型,將不同時段劃分、不同買賣主體、不同交易品種的交易合約,統一為分時段標準化交易,適應多元主體的差異化交易需求,并設計供需雙側分時段標準化交易方式。建立分時塊（小時為單位申報）、持續塊（多小時組合申報）、曲線塊（按定制曲線申報）、可變塊（總量申報、靈活調用）等多種申報模式,以適應多元主體差異化和便捷化交易要求。設計中長期連續開市、多品種融合、標準化合約買賣的連續運營機制。

圖9 中長期標準化交易模式Fig.9 Medium- and long-term standardized trading mode

5 實現全國統一電力市場多空間協同的關鍵措施

5.1 建立基于大系統分解協調的多層次統一電力市場

全國統一電力市場作為大系統,通過建立省間、省內市場的統一運作規范和技術標準,逐層實現省間與省內的協同,最終實現全國范圍的整體協同。需要基于大系統分解原理和協調控制的基本思路,將集中決策與分散化決策相結合,構建一個多級協調和最優控制的電力交易機制。

在全國統一電力市場這一“大系統”中,省間市場和各個省市場/區域市場是“子系統”。省間市場與省內市場的銜接機制,是各個子系統之間的“協調函數”。如圖10 所示,以市場內發電成本最小化作為子系統的目標函數,以各市場間整體的發電成本最小化作為大系統的目標函數,實現全國統一電力市場的整體效益最優。

圖10 多層次市場協同Fig.10 Multi-layer market collaboration

5.2 實現多級市場協同優化與聯合出清

探索“統一報價、聯合出清”的交易組織模式,需建立三級調度與兩級市場協同的組織流程,并實現基于“統一申報、兩級出清”的市場出清。如圖11 所示,省內市場主體統一進行一次報價,開展省內市場預出清；分省整合省內市場剩余報價結果,形成凈受入或凈送出曲線；匯總各省凈受入/凈送出曲線,進行多通道集中優化,形成省間市場出清結果；省間市場出清結果作為省內市場邊界,組織省內市場出清。在時序銜接上,省間中長期交易早于省內中長期交易開展。現貨交易中,首先形成省內開機方式和發電預計劃,再組織富余發電容量或購電需求參與省間現貨交易,省間現貨交易結果作為省內現貨交易出清邊界。

圖11 多級市場交易耦合組織與聯合出清Fig.11 Coupling organization and joint clearing of tradings in multi-level markets

5.3 推動建設統一的輸電價格體系與輸電權市場

在當前單一制跨區跨省輸配電價的模式下,省間市場交易成交的前提之一是購售電雙方申報價差大于輸電環節價格,這在一定程度上限制了省間市場成交規模。未來,應推動專項輸電工程輸電價格向兩部制、容量定價方式轉變,推進全國統一電力市場輸電價格體系建設。同時,應建立省間輸電權交易機制,做好與省間電能量交易的銜接協同,促進通道的合理、高效利用。

6 實現安全-綠色-經濟多價值協同的關鍵措施

6.1 建立考慮高比例新能源接入的容量價值體系

6.1.1 建立保障長期平衡的可靠性容量交易機制

常見的容量保障機制包括稀缺電價、容量補償、容量市場等。稀缺電價可能形成極端的尖峰價格,影響電力市場價格穩定,在中國國情、網情下適應性欠佳；容量市場能夠通過市場機制形成容量價格,但對市場體系的完善程度、監管能力和市場外部環境有較高要求；容量補償模式的價格形成機制較為簡單清晰,適用于中國起步階段。近期,宜以火電作為主要補償對象,容量補償資金建議來源于市場化用戶,可按度電/容量收取。未來,探索中長期可靠性容量機制,包括容量補償、容量市場、中長期備用等方式,保障電源固定成本回收和長期電力供應安全。

6.1.2 建立保障短期平衡的靈活性輔助服務交易機制

目前,中國輔助服務市場的交易費用占全部電費比例較小,僅約1.5%～3%,遠低于國際水平。在新型電力系統下,需推動建設保障短期平衡的靈活性輔助服務市場。

一是創新品種。當前,輔助服務交易品種以省內調頻、區域調峰為主。未來,考慮新能源發電特性、電力系統運行需要,對省內爬坡服務、省間備用服務的需求將明顯增加,需要逐步建立相關品種。此外,還需推動輔助服務市場與電能量市場協調運作。

二是健全成本分攤機制。按照“誰提供、誰獲利,誰受益、誰承擔”的原則,分步有序推動輔助服務成本向用戶側的傳導與分攤。

三是引導多元主體積極參與。通過合理的商業模式,引導儲能、分布式電源、虛擬電廠等新型主體提供調節資源［22］。

6.2 建立適應新能源大規模接入的電能-安全價值體系

6.2.1 完善新能源定價機理

現階段,經測算新能源側折合分攤度電安全成本為0.022～0.036 元/（kW·h）,新能源安全外部成本占全成本的5.9%～9.7%。隨著新能源大規模接入,新型電力系統的安全成本將大幅增長。預計未來新能源安全外部成本占比將達到30%。針對新型電力系統下新能源定價問題,需要在考慮電能量成本的基礎上,進一步考慮新能源的安全外部成本,建立全成本定價模型。

6.2.2 實現新能源可信容量及安全成本測算

依據新能源的出力特性進行偏差概率分析,可得到不同時間尺度下的可信出力區間。在考慮新能源出力特性及可信出力的基礎上,進一步測算新能源接入所產生的安全外部成本對應的包括調峰、調頻、備用等安全調節服務的需求量。

6.2.3 建立外部成本內部化的聯合競價模型

針對新能源高安全外部成本特性,如圖12 所示,提出外部成本內部化的定價方法,將傳統基于電能量成本的定價模式轉變為基于安全外部成本內部化的定價模式；用戶同時申報電量及所需平衡服務,并進行統一出清。

圖12 安全外部成本占比Fig.12 Proportion of external security costs

6.3 建立反映新能源綠色價值的交易體系

6.3.1 完善綠電交易機制和擴大綠電交易規模

推動新能源項目全面參與市場交易,市場主體進一步拓展到帶補貼新能源,逐步涵蓋分布式能源、水電等可再生能源；完善綠電交易機制,著重向更長時間尺度拓展,加強綠色電力交易與其他交易品種的協同和融合；加快完善綠色電力交易與可再生能源消納責任權重、碳排放權、用能權、能耗雙控等配套制度的銜接。加強綠電與綠證交易的協同,保障平價和低價上網項目可通過綠證交易獲得合理收益補償。擴大參與主體范圍,引導帶補貼新能源參與綠電交易,由綠色溢價部分抵消對應補貼,以市場化手段減輕國家財政補貼負擔。

通過綠色電力市場反映綠色電力的電能價值和環境價值,有效擴大綠電、綠證市場供給,滿足用電企業綠色轉型的“剛需”,推動整個能源生產消費方式的變革。

6.3.2 建立電-碳市場協同運作機制

目前,全國碳市場主體主要為發電企業。未來,隨著碳市場主體范圍不斷擴大,可通過核算用戶購買電力等帶來的間接碳排放,引導用戶提升綠色消費意識。同時,也需考慮與碳交易、中國核證減排量（China Certified Emission Reduction,CCER）等機制的有效銜接,合理反映不同發電類型碳排放成本,增強綠電的競爭優勢,并防止碳減排量的重復計量。

經測算,近期,在碳配額較為寬松環境下,火電平均發電成本將增加約2.08 元/（MW·h）；遠期,若碳價上升至90～160 元/t,火電平均發電成本將增加約3.7～6.7 元/（MW·h）。隨著碳市場價格增加,火電中標電量將由高碳機組向低碳機組轉移。

6.3.3 積極探索綠電、電-碳的國際標準建設

推動建立全國統一綠證核算與交易體系,將綠證作為可再生能源環境價值的唯一憑證,進而與全國碳市場實現互認互換。同時,積極參與綠電認證國際標準制定,實現綠證與國際綠證、國際碳稅的互認、抵扣,提升中國在全球環境治理和能源管理上的話語權［23］。

7 實現多主體協同的關鍵措施

7.1 建立新能源參與市場的交易機制

統籌考慮優先發電與優先購電的匹配、新能源入市后的收益變化,建立新能源補貼與交易價格的聯動機制,有序推進新能源入市交易。初期宜以自愿參與市場為主,應鼓勵新能源企業與用戶開展多年直接交易合同,以長期合約價格信號引導能源投資；適時建立以政府授權差價合約、簽訂長期購電協議（power purchase agreement,PPA）等方式［24］推動新能源參與市場。

以中國新疆為例,經仿真測算,按照新能源平均折現率8%、電價分別為0.05、0.10、0.15 元/（kW·h）高、中、低這3 個場景,理論上新疆風電可按2023 年27%、2025 年55%、2030 年80%的比例和節奏推進新能源入市。

7.2 建立新型主體參與市場的交易機制

7.2.1 建立新型主體入市分類引導機制

可將新型主體分為剛性和類剛性負荷、價格響應型負荷、可控調節型負荷3 類,如表2 所示。

表2 新型主體劃分及市場機制Table 2 Classification of emerging entities and market mechanisms

調節可控型負荷可視為“負發電”,接入調度控制系統接受調控指令；價格響應型負荷可采用報量不報價、自主響應的方式參與市場；剛性及類剛性負荷未來應承擔更多輔助服務費用的分攤。

7.2.2 完善適應新型主體參與的市場交易模式

1）建立靈活多樣的新型主體交易模式

在參與方式方面,新型主體可分為直接或聚合參與；在交易品種方面,新型主體可按自身能力自主選擇參與容量、輔助服務和電能量交易。通過靈活多樣的交易模式,使得電力需求側用戶可在綜合考慮多種市場參與條件與效益的情況下,合理配置資源以獲得最大市場效益。如在中長期市場建立面向需求側主體的容量補償機制；成功競價出清的新型市場主體可作為電網備用資源,保障系統安全穩定運行。同時,探索開展面向應急、保供、保消納的源網荷儲互動交易,針對臨時性的供需不平衡,開展面向低谷新能源大發、節假日負荷下降、迎峰度夏等典型場景的源網荷儲互動交易［25］。

2）完善分布式交易模式

考慮分布式電源自發自用、就近消納的特點,可在同一臺區內開展就近交易。在分布式主體加強自身平衡和調控能力建設的基礎上,根據分布式主體的隨機波動性及與主網交換曲線的峰谷特性,推動以責權對等的原則實現交叉補貼、電力平衡服務等相關責任的公平承擔,進一步完善市場準入與價格機制。

3）探索平衡責任分攤的有關機制

隨著新能源規模化接入,電力系統發電側不確定性顯著增加；新型主體快速發展,在負荷側引入了越來越多的不確定性。在此背景下,為降低源荷兩側主體為系統平衡帶來的高不確定性,探索新型主體以平衡單元作為市場的基本主體入市以及對應的平衡責任分攤有關機制,具有非常重要的意義。一方面,由具備售電資質、具有靈活調節資源的聚合商,與發用電主體建立平衡單元,作為一個整體提供平衡調節服務并承擔偏差的經濟責任,通過平衡單元實現平衡單元內部的自平衡,分擔系統平衡責任,極大地降低電網平衡壓力,提高電力系統安全性。另一方面,平衡單元作為交易的基本單元,獨立結算且承擔自身偏差的經濟責任,可充分調動市場主體參與需求響應的積極性與規范性。

8 結語

中國地域遼闊、地區差異大、能源供需逆向分布、新能源發展迅猛、電網規模巨大、復雜性強。同時,中國電力市場建設基礎與歐美國家和地區有較大差別,國際現有的電力市場理論和模式難以直接應用,亟須探索一條符合中國國情、具有中國特色的電力市場化改革道路。

復雜市場建設環境使得單一市場機制建設難以從根本上解決上述問題,需要基于頂層設計,從目標、時間、空間等不同維度進行電力市場的協同設計。因此,本文構建了適應新型電力系統的目標、價值、時間、空間、主體多維協同的電力市場體系架構。圍繞以上維度,提出多維協同市場設計思路和核心機制,通過多維協同的市場機制設計,為建設全國統一電力市場、推動能源轉型與新型電力系統建設提供堅強支撐。