全国统一电力市场建设迈出重要一步

2024年5月，国家发展改革委发布《电力市场运行基本规则》（7月1日起实施，以下简称《规则》）。这标志着我国建设全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”已落地，为全国统一电力市场体系建设提供了基础制度规则。后续，相关部门将在征求意见基础上研究出台《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场准入注册基本规则》《电力市场计量结算基本规则》等政策文件，为我国健全统一电力市场“1+N”基础规则体系，推动形成高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场提供保障。

加快推动全国统一电力市场“1+N”基础体系建设，需要从“完善电能量市场、推动容量市场建设、构建新型运营主体”等关键环节入手，加强政策研判和场景应用。

完善电能量市场建设，

匹配电力负荷增长预期

目前我国电力市场（包括现货和中长期市场）交易规模快速增长，主体多元、竞争有序的电力交易格局已初步形成。从总体规模看，截至2023年年底，全国电力市场交易电量约5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例为61.4%，比上年提高0.6个百分点，市场在资源配置中的决定性作用越发凸显。

在地方电力市场建设方面，自2017年国家启动首批电力现货市场试点以来，目前首批8个试点地区中，山西、广东、山东已转入正式运行，其余省份进入长周期连续运行阶段；第二批6个电力现货试点地区中，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行。

我国电力市场运行过程尚存三方面挑战需引起各方关注。

一是送端惜售削弱主体参与市场交易意愿。部分送出端省份为落实国家关于可再生能源和非水电消纳责任权重目标（2024年各地可再生能源电力消纳责任权重总量预期目标为20.5%～70%，其中非水电责任权重为7.7%～25.2%），同时考虑到可再生能源出力不稳且中长期预测有所偏差，为优先保障其省内电力长期平衡充裕度，即便在电力现货市场出现短期缺额的情况下也不愿在市场提前挂牌或参与集中交易出清。

二是政策约束使市场参与资源平衡能力减弱。市场化交易主体为执行西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比、特高压直流送电合同约束（规划方向、配套电源出力限制）等要求，即便在输电通道利用率充分满足和沿途落点有市场需求等条件下，市场运营机构也无法有效参与调节和平衡资源。

三是现货市场负电价或降低企业增资动力。受节日用电负荷波动、可再生能源发电机组短时出力增加、常规火电机组调节能力不足等综合因素影响，我国部分省份电力市场现货交易中心曾出现负电价现象，这将增加市场主体交易风险，减弱新能源发电企业投资意愿和扩产动力。

建议从以下三方面出台应对措施。

一是推动现货与中长期市场衔接，以促进资源灵活配置。鼓励送出端省份在准确预测可再生能源机组出力和负荷增长水平的基础上，构建完善现货市场和中长期市场高效衔接机制（推动中长期交易向更短周期、更小时段转变，以实现现货和中长期市场之间“平滑过渡”），积极采用“优化合约交易曲线、扩大发电权交易规模”等方式，以实现消纳责任权重目标，提升清洁资源灵活性配置能力。

二是适时放宽刚性约束，提升市场“无形手”配置能力。加强省（区）间统筹协调，逐步放宽政策刚性约束；积极利用市场化手段推进直流输电配套电源参与网内调节、扩大市场化消纳范围。通过多交易品种、多交易周期方式，在年度市场、月度市场优先落实相关直流配套电源送电协议，灵活组织其他外送交易，填补相关直流剩余输电空间，用好用足相关直流通道输电能力。

三是构建全形态电力市场，以价格信号平衡电力供需。针对现货价格波动性风险，应积极研究并逐步建立能够提供远期套期保值和平衡风险的期货市场，以稳定市场预期，夯实企业投资者信心。推动建立健全覆盖中长期、现货、辅助服务、容量、需求侧响应等全形态的电力市场，形成反映不同类型电源价值的完整价格体系，以逐步减少市场不平衡性导致的价格异常偏差。

推动容量市场建设，

构建成本回收机制

《规则》首次将容量交易囊括进电力交易范畴，并将逐步推动建立市场化的容量成本回收等机制，以引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。

目前，我国容量市场建设仍处于起步阶段，相比之下，英美等西方国家容量市场建设已超十年，具有较为成熟的经验，其对国内市场建设具有多方面借鉴意义。

从综合政策看，今年3月，英国启动电力市场审查第二轮磋商，提出通过优化容量市场拍卖方式补贴备用发电机组（天然气发电、氢能发电、抽水蓄能、核电、电池储能、光伏发电、陆上风电等），同时引入多种出清价格机制（已获得可再生能源补贴或差价合约发电项目不参与容量市场拍卖）。

在交易机制方面，目前英国容量市场的结构设计包含容量定额、资格及拍卖、交易、交付、支付五个阶段。其中，拍卖主要采用T-1方式（容量交付期为次年，合同期限一般为1年）和T-4方式（容量交付期为第四年，合同期限可长达15年）采购备用容量，以确保英国电网在面临供电压力时具有足够的容量进行调度。

在市场出清方面，2024年2月，英国T-1容量市场经八轮拍卖，以35.79英镑/千瓦/年的价格成交，成交总容量为763.9万千瓦（有效拍卖容量占总目标容量945.7万千瓦的80.78%），而T-4容量市场经两轮拍卖，以65英镑/千瓦/年的“历史最高”清算价格成交，较去年高出2英镑/千瓦/年，成交总容量约4280万千瓦（有效拍卖容量占总目标容量4400万千瓦的97%）。

上述经验对国内容量市场建设具有两方面借鉴意义。

一是应建立新型储能容量成本回收和市场拍卖机制，增强资源调节充裕性。目前我国已经初步建立起覆盖抽蓄和煤电容量的价格补偿机制，但由于容量市场尚处于制度设计阶段，市场体系尚不完善，在新型储能等市场主体参与电能量市场和辅助服务市场交易基础上，还需配合容量成本回收机制。建议研究出台包含新型储能等具有可靠性价值的普适性容量机制，推动容量补偿机制与地方电力规划和市场机制相协同，适时推出具备充裕容量和有力竞争的容量市场拍卖机制，以增强市场流动性，提升容量市场效率。

二是需将容量市场作为促进能源产业清洁转型和扩产增效的有力抓手。通过市场化手段和机制确定合理的补偿标准和补偿方式，激励新能源发电企业增加有效容量供给，提高新增发电容量的可靠性、多样性和竞争性。例如，2024年英国T-1容量市场出清结果与去年相比，在推动能源转型和技术进步方面发挥了积极引导作用。其中，可再生能源、低碳技术、需求侧响应（DSR）中标项目同比分别增加117%、99%、42.4%，而化石燃料中标项目同比下降3.8%。

激发市场经营主体活力，

需扩大装机规模

《规则》强调，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等），较前版规则有了更加具体和明晰的定义，其将对引导新型市场经营主体加大投资、推动公平公正参与市场化交易发挥重要作用。

从整体看，现阶段新型经营主体在市场化发展道路上面临三方面挑战。

一是装机规模有待扩大。目前，我国新型经营主体的装机规模相较传统电源和新能源发电装机规模仍然偏小。根据笔者对各省份现有项目及规划统计，截至2024年6月，国内虚拟电厂累计装机容量逾2290万千瓦，预计到2025、2030年国内虚拟电厂装机容量或分别达到3900万、5500万千瓦；在储能方面，我国现有新型储能投运装机容量约3500万千瓦，其中2～4小时的储能项目装机占比74.6%（平均储能时长2.2小时）。

二是市场交易规模和调节能力仍需提升。目前，国内新型经营主体参与市场化交易水平和能力尚未充分释放。其中，虚拟电厂参与现货市场交易及辅助服务市场时，其所聚合的资源类型（分布式电源、储能设施、可调用电负荷等）主要以“电源型”“负荷型”为主，而“混合型”参与市场交易的份额相对较少。此外，虚拟电厂规模化调节能力尚未充分发挥，根据国家能源局山东监管办公室6月发布数据,山东首批8家虚拟电厂日前在电力交易中心完成注册，其装机容量为61.7万千瓦，而最大调节能力仅16万千瓦。

三是市场衔接机制和盈利模式需配套健全。国家层面尚未明确新型经营主体参与电能量、现货、辅助服务市场的交易、结算、调度运行衔接等相关机制，虚拟电厂经营主体获利方式仍以需求侧响应、调峰调频为主要模式。而储能电站主要通过现货价差套利、容量补偿、辅助服务盈利。

建议采取以下三方面应对措施。

一是逐步放宽市场准入限制。进一步放宽新型经营主体市场准入限制，使不同主体在参与市场竞争方面具有公平和对等权责，逐步扩大新型市场化经营主体装机规模和市场化交易体量。

二是增强市场主体活力和系统调节能力。理顺新型经营主体参与电力市场交易规则和配套细则，充分激发参与活力，引导相关主体通过参与协商、摘牌和集中竞价等方式合理确定曲线和价格，以增强顶峰调节能力，保障电网系统平稳运行。

三是建立健全市场激励机制。探索构建能源聚合服务激励机制，以价格机制充分激发新型经营主体市场化交易热情，依据响应的特性、时长、速度、性能以及容量规模等指标，分类提供差异化激励补偿（根据经营主体的可用容量获取相应容量补偿收益），营造良性生态圈。

（作者供职于全球能源互联网发展合作组织）