关注｜我国电力市场化改革和能源低碳转型的关系

4.用能终端灵活定价机制不完善，缺乏对“再电气化”的支持

当前我国电力现货市场建设尚在探索阶段，电能量市场普遍缺乏灵活的定价机制，无法反映发用双侧供求关系的实时变化，不利于发挥风电、光伏、径流式水电等清洁能源低边际成本优势。特别针对某些特定时期和时段，当前电力市场化交易无法支撑面向清洁能源消纳的灵活性定价，导致用电侧无法感知到实际电力系统运行中的供需变化，进而丧失了某些支撑终端用能侧电能替代的用电价格优势，以至于阻碍了能源消费终端“再电气化”的进展。例如，针对弃风时段的电能替代增量交易，针对负荷低谷时段的电动汽车充电激励等，在目前用能终端的价格机制均无法精确有效实施。

三、面向清洁能源系统的电力市场体系设计

1.总体原则及基本思路

针对我国电力市场化改革促进能源低碳转型面临的问题，我国应结合国际相关成熟经验和我国能源生产消费的特点，通过系统地建设面向清洁能源系统的电力市场化交易体系，推动能源生产和消费的低碳转型。电力市场化交易体系设计应当遵循以下原则：整个市场体系的设计应当以中发电改9号文件精神为指导，以能源清洁低碳发展为方向，遵循能源经济和电力系统运行的客观规律，构筑市场化交易体系，改善我国能源行业资源配置，推动我国能源生产、消费和体制革命。可以考虑下列几点基本思路。

（1）构建促进竞争的电力市场框架体系

要实现能源行业的中长期和短期资源优化配置，首要任务还是应该建立充分竞争的市场交易体系，充分发挥可再生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式促进可再生能源多发满发。还要建立实现电力系统物理运行平衡的市场化电力电量平衡机制，使得市场成员能够有效参与到电力市场化交易当中，统筹优化实现电力平衡，促进清洁能源消纳。同时，针对电力零售市场，应当充分引入各类市场主体，引用更多不同类型的社会资本进入到这个领域，鼓励各种售电套餐，把批发市场的价格与售电价格更密切联系，吸引更多工业、商业、居民和能源服务公司参与灵活用能，为能源消费终端的“再电气化”提供更多价格机制保障。

（2）通过辅助服务市场等各类市场机制激励发电侧提升系统灵活性

为了更好地促进各类清洁能源通过电力系统并网发电，应当针对性地建立电力辅助服务市场、灵活的机组组合、实时经济调度等机制，通过推出各类有利于提高电力系统运行灵活性的电力市场化交易品种，促进清洁能源的消纳。例如，我国北方风电富集地区可以学习借鉴东北区域的实时深度调峰、启停调峰等辅助服务交易品种，为供暖期风电消纳创造空间；光伏富集地区可以学习借鉴美国加州市场的灵活爬坡交易品种，以应对光伏出力突变造成的系统运行问题。

（3）以价格信号引导电力规划服务清洁能源发展

在电力规划方面，应根据市场价格信号，特别是电力现货市场中的节点价格信号、阻塞价格信号等，更加合理地规划能源和电网布局，优化风、光、核等清洁能源投资建设，打通各类阻碍清洁能源送出的电网约束；在规划建设跨省区输电通道时，应以跨省区清洁能源交易价格为重要参考，根据电力市场化交易所体现出的跨省区交易价格信号，更加合理地规划配置输电资源，并实现输电通道与清洁能源的规划协同。

（4）建立跨省区消纳清洁能源的市场化交易机制

一是通过推进整体电力市场化改革，有效破除消纳清洁能源的省间壁垒，实现更大范围内的消纳清洁能源；二是健全各类跨省区辅助服务市场化补偿机制，并充分考虑风、光等新能源随机性、波动性的特点，实现调峰、备用等辅助服务资源在更大范围的高效统筹利用；三是完善促进可再生能源开发利用的体制机制，尽快建立跨省区可再生能源电力绿色证书交易机制。

（5）建立促进用能侧消纳清洁能源的消费侧市场价格机制

为了更好地激励终端用能侧消纳清洁能源，还应针对市场供需特点，建立与之相对应的清洁能源灵活定价机制。例如，针对居民供暖、农业灌溉、公共交通、港口岸基供能等终端能源消费环节，建立合理、灵活、高效的清洁能源电力交易定价机制，通过合理、优惠的价格鼓励终端用户实施电能替代，并与能源供给侧的清洁低碳化结构性调整相配合，实现终端用能侧的清洁化、高效化和低碳化，进而在终端能源消费侧进一步推进“再电气化”。为了保障清洁能源在终端消费侧的比例，强调消费终端的低碳转型义务，应尽快建立面向用能侧的清洁能源配额制，激励消费终端消纳清洁能源。

2.面向清洁能源系统的若干关键电力市场机制设计

2019年7月31日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，标志着我国电力市场体系建设加快推进。本文根据我国不同地区电力市场化改革的不同进程，针对性地设计了电力现货市场建立前（针对非电力现货试点地区）和电力现货试点建立后（针对现货试点地区）若干促进清洁能源消纳的电力市场机制。

（1）电力现货市场建立前的关键电力市场机制

我国可开发新能源规模较大的地区主要为“三北”地区，在当前经济增速放缓，电力需求增长不足，电源容量投资过剩的情况下，由系统调峰需求带来的新能源和传统能源间的矛盾日趋明显。为解决上述矛盾、增加清洁能源市场消纳空间，主要可以从以下几个方面进行市场机制设计：

第一是在现有规则的基础上，进一步明确调峰辅助服务中各发电主体间权责，引入市场竞争机制对提供深度调峰的火电机组给予补偿，提高各类发电企业参与调峰辅助服务的积极性，以缓解当前调峰能力不足的问题。各电厂根据自己实际运行情况，自主决定调峰辅助服务策略，上报调峰服务报价曲线，电力调度机构将根据报价排序和系统运行需要进行调用和结算。

可再生能源消纳参与电力市场化交易国际经验

第二是建立风火发电权交易转让机制。具体可采用两种方式，即强制发电权交易和自愿发电权交易，在电力系统调峰资源不足而必须弃风弃光限电时，风电企业向火电企业出售发电权获得收益。

第三是探索清洁能源发电直接交易机制。探索在清洁能源发电富余时段（如弃风、弃光、弃水时段）清洁能源和终端用户之间交易机制。这些特殊时段的直接交易可以鼓励电采暖、电蓄能调峰等电能替代项目，激励用能终端的“再电气化”。

（2）电力现货市场建立后的关键电力市场机制

现货市场建立后，现货电能量交易将基于边际价格出清。在这种出清模式下，市场机制鼓励发电机组按照短期边际成本提交现货电能量报价。在这种机制下，以风光为代表的新能源发电边际成本近零的特性将使其自动获得优先被调用的权力。如果市场机制设计合理，清洁能源的优先发电权将得以自动实现。同时，新能源发电出力的波动性和随机性对保持电力系统功率平衡提出了新的挑战，为维持系统频率的稳定，随着新能源渗透率的提高，电力系统对辅助服务也提出了新的要求。另外，除了电力现货交易机制，还应当从清洁能源可持续发展等角度，辅以多重配套机制。

第一是建立基于安全约束机组组合和安全约束经济调度的日前市场和实时市场，通过市场交易实现市场成员灵活调节能力的优化利用，促进清洁能源的消纳。

第二是构建更为精细完善的辅助服务市场化交易机制。搭建包括备用、调频、爬坡等辅助服务品种在内的辅助服务市场，并逐步实现辅助服务和电能量市场的耦合出清，在电力现货交易中体现辅助服务的价值。

第三是建立用电侧灵活用能管理协调机制。通过搭建需求侧响应、分时电价套餐、尖峰电价机制、分布式清洁能源交易等机制，实现终端用能侧的灵活定价和清洁能源协同管理，为用能侧的能效提升和电能替代创造条件。

第四是建立长期容量充裕性保障机制。随着清洁能源的不断发展，火电机组发电利用小时数和电能量市场的平均价格水平将逐步下降，如果缺乏其他配套机制的保障，包括火电的容量提供者将陷入收入和投资信心下降的困境。为保障长期电力供应充裕性和系统安全，可探讨在中远期建立长期备用容量市场或采用稀缺性价格机制。

四、展望

我国能源发展正处于转型变革的关键时期，面临着前所未有的机遇和挑战，我国的能源生产和消费都在向更清洁、更低碳的方向转型。在此过程中，我国的能源市场化改革，特别是电力市场化改革将为能源行业实现高效、经济的低碳化转型提供巨大支持。由于我国电力市场化改革的基础、目标和路径都明显有别于国外，因此在推动面向清洁能源系统的电力市场体系建设时，不能生搬硬套国外理论，要鼓励各地探索创新，及时总结经验并开展理论分析，走一条适合中国的电力市场与能源低碳转型之路。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年第9期