深度文章｜“双碳”目标下的电能价值分析与市场机制设计

在此基础上，可提出一种按负荷持续时间、即数学上称为“测度”定价的电力市场机制。即认为同一负荷持续时间的电能商品价格是相同的；而负荷持续时间改变时，价格相应地发生变化，持续时间越短，价格越高(其经济含义为峰荷机组电能价格比基荷机组高)，具体分析可参考文献[13]。

3.3 电能价值规律的初步分析

实时电价是基于经典微观经济学中的社会福利最大化原理形成的，在实际电力市场中一般由SCUC、SCED 等短期运行优化模型的拉格朗日乘子求出。在这种假设下，如图 2 所示，对于同一个发电厂(即由多个相同颜色的小矩形组成的横条)，随时间不同所生产的电能商品的品质是不同的，这并不符合电力系统运行的实际情况；而对同一时段(不同颜色组成的竖条)，认为所有电能商品都是同质的，无法区别基荷、腰荷和峰荷机组区别明显的技术特征及价值。

在按负荷持续时间定价的市场机制中，认为同一负荷持续时间的电能商品品质和价值是相同的；而负荷持续时间改变时，所需电能商品品质相应地发生变化，持续时间越短，灵活性越好的电能商品品质越高，价值也越高。在这种假设下，图 3 中，对于同一个发电厂(同一颜色的横条)，在持续同一输出功率的时间区间内，其生产电能商品的品质和价值是相同的，而对同一时段(竖条)，基荷、腰荷和峰荷机组所生产的电能商品品质和价值是不同的。这种假设与实际电力系统电能价值分布一致。

在可再生能源大规模接入的背景下，由于“双高”电力系统的运行机理和稳定特性更加复杂，电能价值将更加复杂化。除了传统电力系统的容量价值、电量价值，电能还具有灵活性、安全性(如惯性、调频和备用)和弹性等多种不同的价值，使得问题更加复杂。此外，从美国加州、得州和澳大利亚停电时间可以看出，长期和短期发电组合(generation mix)对电力系统的安全性和弹性都有重大影响。这些问题为电力市场设计和运营带来重大挑战，需要进一步深入研究。

4 “双碳”目标下的电力市场机制设计

4.1 “双碳”目标下电力市场机制设计的基本思路

在“双碳”目标下，随着高比例间歇式可再生能源的接入，电力市场面临着更新换代。如前所述，传统的基于实时电价理论的电力批发市场设计忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征，也无法根据功率的时间动态特性分辨不同品质的电能商品并进行合理定价。在这种定价方式下，由于光伏、风电近零边际成本的特点，使得市场出清价格降低，甚至出现负值，将传统火电、核电在以边际成本为准的竞价交易中挤出，因此火电、核电难以生存，导致电源结构失衡，并降低电力系统的安全性和灵活性。同时，光伏和风电的随机性、波动性，给电力系统的运行和控制带来重大挑战，对系统灵活性的需求急剧增加，需要为灵活性资源提供足够的经济激励。在“双碳”目标下，设计正确体现不同品质电能价值的新市场机制十分关键。

电能的生产和使用都具有时间连续性，无论对于发电商还是电力负荷，销售或购买的商品都是如图 1 所示的“能量块”。电力市场交易过程可用不同的(横向的或纵向的)“能量块”填充负荷曲线下的面积，实现电力电量平衡，建立图 3 所示的中长期与现货(日前、日内、实时)交易相协调、电量与电力型交易相结合的电力市场目标模式，这也符合我国当前电力市场建设所采用的“中长期交易+现货市场”的基本框架。不同“能量块”的组合将形成不同的短期运行发电组合(即运行方式)和内涵不同的价格。主能量交易可采用分段竞价(或水平拍卖)或合约交易机制，实时平衡与辅助服务交易采用分时竞价(或垂直拍卖)机制 [14-15] 。对于基荷、腰荷机组(负荷)，即图 3 中的横向“能量块”，可按负荷持续时间定价，进行集中竞价或开展合约交易 [13] 。对于峰荷机组(或需求侧响应资源)，基于实时电价，针对图 3 中的绿色和褐色纵向“能量块”进行集中竞价。

在“能量块”交易的初级阶段，可采用比较简单的分时段交易。2020 年 11 月 25 日国家发展改革委、国家能源局发布的《2021 年电力中长期合同签订工作的通知》(发改运行〔2020〕1784号)中，为拉大峰谷差价，明确提出“交易双方签订分时段合同”(即国家发展改革委电力中长期合同“六签”要求之“分时段签”)。

4.2 可再生能源参与电力市场的方式

在“双碳”目标下，为构建以新能源为主体的新型电力系统，建立有利于新能源消纳的电力市场体制机制已成为当前的紧迫任务。一般情况下，对于光伏、风电等可再生能源机组，由于功率曲线难控，电能商品品质低，但因环保效益显著，可全额消纳，或根据电力系统安全稳定约束在一定功率波动范围内消纳，并以比市场最低价更低的价格结算电量。在这种情况下，系统总负荷扣除可再生能源机组出力后，将可能形成功率缺口，例如美国加州电力系统著名的“鸭子曲线”，将显著增加电力系统的灵活性需求和调峰困难。

如果采用按负荷持续时间的定价方式，负荷曲线斜率越大、形状越陡时，功率变化速度快、负荷持续时间短的调峰机组，能获得更高的电价收入。因此，该定价机制能合理反映不同电源电能品质对电力系统安全运行和全系统效益最优所贡献的价值。此外，可再生能源机组和传统能源机组不再集中统一排序，前者也不会影响后者的定价。这种新的定价方式将有利于促进高比例新能源消纳，也确保传统能源机组获得合理回报 [13] 。

如果可再生能源搭配储能或购买调峰容量、提高其电能品质后，也可以参与图 3 中横向能量块的交易；在加装自动发电控制系统(AGC)后，响应电网调度指令下调功率，参与分时交易的辅助服务市场。智利是世界上第一个进行电改的国家，为鼓励可再生能源消纳并增加竞争，2014 年引入了时间跨度长达 20 年的带时标的能量块(time block)交易，允许发电机在一天中针对特定的时段进行投标，而不是限定必须 24 h 供应电力。

智利的带时标能量块交易取得了预期的效果，增强了竞争，促进了可再生能源消纳，电价大幅下跌，受到了各方面的称赞。

4.3 “双碳”目标下电能的灵活性价值

在美国加州电力市场(CAISO)和中部大陆电力市场(MISO)，建立了灵活爬坡产品(flexibleramping product)交易，取得了良好的效果。如图 4 所示，深蓝色曲线表示预测净负荷(FNL)，即系统总负荷减去可再生能源发电出力。由于新能源功率预测的不确定性，取概率为 95%的置信

我国在实践中总结出来的深度调峰定价方式值得肯定。该定价方式首先在东北电力辅助服务市场建立，并且在全国推广。作为国家电力体制改革专项试点，自 2017 年 1 月在东北地区启动以来成效显著，深入挖掘了电网调峰潜力，促进了风电核电等清洁能源消纳，显著提高了电网安全运行水平和供热可靠性。东北调峰服务市场根据火电机组调峰深度的不同，采用“阶梯式”补偿及分摊机制，按照非线性比例“多减多得、少减多罚”的原则加大奖罚力度，以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。调峰服务分为基本(无偿)调峰服务以及有偿调峰服务(针对灵活性供方)。基本调峰服务指机组调峰率小于等于 48%(可根据实际情况，在征得监管机构同意后进行调整)时所提供的辅助服务；有偿调峰服务指机组调峰率大于 48%或按调度要求进行启停调峰所提供的服务。发电企业须在日前提交有偿调峰服务报价，对报价设置区间限制，通过报价的高低来确定次日各电厂提供有偿调峰服务的先后顺序。假设某火电厂提供了深度调峰有偿调峰服务，其发电曲线如图 5 所示，则以每档出清电价与积分电量计算每档补偿，三档补偿总计为其补偿费用。由于火电机组参与深度调峰有必要进行稳燃技术改造，并且可能需要投油，增大发电成本，这种降低发电功率反而增大成本的情况是无法通过国外电力市场的现货价格来真实反映的。对于调峰服务费用分摊方式，东北调峰辅助服务市场首次引入“阶梯式”分摊机制。当发生深度调峰时(针对灵活性需方)，为鼓励火电厂加大调峰力度，对火电厂在负荷率在 80%以上部分电量承担分摊金额折算系数 2.0；负荷率在 70%~80%之间的电量承担分摊折算系数 1.5；其余电量折算系数为1.0。费用分摊原理如图 6 所示。