适应新型电力系统的多维协同电力市场体系

谢 开，刘敦楠，李 竹，孙 田，3，庞 博，刘 硕，张 显

（1.北京电力交易中心有限公司,北京市 100031；2.华北电力大学经济与管理学院,北京市 102206；3.清华大学电机工程与应用电子技术系,北京市 100084）

0 引言

构建新能源占比不断提升的新型电力系统,是实现“双碳”目标的重要途径。在构建新型电力系统过程中,电力市场改革是重要环节［1-2］。随着新能源装机容量、发电量快速增长,电力系统的运行机理正发生深刻变化,传统的市场理论、市场模式、价格机制亟待创新和重构,电力市场建设面临新的挑战［3-6］。

当前,中国电力市场正处于省间、区域、省内多层次耦合,计划向市场的转型期、可再生能源快速发展的关键期、新型主体大量入市的变革期“三期叠加”的阶段,国内外现有的市场理论方法及体系难以满足中国电力市场建设需求,亟须在政策、机制等方面实现创新性突破［7-8］。因此,本文首先分析了新型电力系统下电力市场发展趋势,在此基础上,构建了适应新型电力系统的目标、价值、时间、空间、主体多维协同的电力市场体系。其次,在此框架下围绕安全保供、低碳转型与经济的多目标协同,中长期、现货与实时运行的多时间协同,多层次全国统一电力市场的多空间协同,安全-绿色-经济的多价值协同,新型市场主体快速发展下的多主体协同五方面关键问题,介绍了多维协同的市场设计思路和核心机制［9-14］。最后,结合中国电力市场建设现状及本文所提核心思路,提出了建设全国统一电力市场的三阶段实施路径,并给出了相关建议。

1 新型电力系统下电力市场建设面临的挑战

能源转型背景下,中国电力市场建设正面临全新的变革和挑战。

一是电源结构变化,保供应、保消纳任务重。电源结构由以可控性强的常规能源为主,向以随机性强、可控性弱的新能源为主转变。系统平衡机理由确定性向随机性转变。保障电力可靠供应、系统安全稳定运行的难度上升,保障新能源高比例消纳的压力增大。

二是电网形态变化,多层次平衡有待统筹。电网形态由以单向逐级输电为主的传统电网,向包括多电压等级交直流混联大电网、微电网、局部直流电网等多种电网形态的能源互联网转变。系统平衡格局由“分省平衡”向“分省平衡、就地平衡、全网互济”转变,适应平衡模式转变、促进各层次平衡统筹的市场机制有待建立。

三是市场主体变化,协调互动有待激励。电能的生产者和消费者以外,大量“产消者”逐步参与系统平衡。在电源侧,抽水蓄能、新能源配套建设的储能等快速发展；在用户侧,分布式电源、微电网、虚拟电厂、负荷聚合商等终端新型市场主体涌现。系统运行模式由源随荷动向市场机制引导的源网荷储协同互动转变。

四是成本构成变化,价格体系有待重构。新能源的边际发电成本低、系统消纳成本高。系统消纳成本包括灵活性电源投资、系统调节、电网扩展与补强等成本。传统边际成本竞价形成的价格,难以完全体现为了消纳新能源所付出的系统成本。亟须建立适应高比例新能源大规模接入的价格理论,依托相应的交易品种、市场机制进行成本疏导［15-16］。

针对以上挑战,未来电力市场建设要重点统筹“经济、环境、安全”三者间的关系,在市场目标、品种、范围、参与主体、安全运行等方面需要对传统电力市场进行扩展和重构,使电力市场体系具有更强的兼容性、协调性、灵活性和可扩展性；需要更加注重多元目标的协调,更好地发挥市场与政策作用,更为灵活地兼容传统和新型市场主体,适应新型电力系统的发展。传统电力市场与新型电力市场的区别如表1 所示。

表1 传统电力市场与新型电力市场异同Table 1 Differences and similarities between traditional electricity market and new electricity market

2 多维协同的电力市场体系设计

结合中国电力市场建设现状,本文提出了政策、价值、时间、空间多维协同的电力市场体系,如图1所示。一是目标维度,实现安全保供、低碳转型与经济的多目标协同；二是时间维度,实现中长期、现货与实时运行的多时间协同；三是空间维度,实现多层次全国统一电力市场在省内、省间交易时序等方面的进一步协同；四是价值维度,实现安全-绿色-经济多价值协同的品种配置；五是主体维度,构建多主体同台竞价的批发-零售市场体系［17］。电力市场设计应该针对以上5 个方面进行协同设计。

图1 适应新型电力系统的多维协同电力市场体系Fig.1 Multi-dimensional collaborative electricity market system for new power system

2.1 新型电力系统下电力市场设计的多维特征

为适应新型电力系统发展,电力市场设计应考虑以下特征:

一是市场建设目标多元化。当前,中国电力行业正处于“计划向市场的过渡期”“可再生能源快速发展期”“新型电力系统构建期”三期叠加阶段,电力市场设计需要兼顾“保供应、促转型、稳价格”的多重目标。

二是交易组织精益化。电力交易组织方式需适应新型电力系统运行特性,为各类市场主体提供全面、灵活的交易渠道。时间上,向更长和更短周期双向发展；空间上,精准反映系统不同位置的电力商品价值差异；品种上,体现不同电力商品、服务的价值,各品种交易组织需要有机协同。

三是市场空间分层化。随着电网向多层次发展,新能源集中式与分布式开发并举,市场空间向更大范围的资源配置和更小尺度的就地平衡推进,交易组织需随平衡模式的变化分层次开展［18-19］。

四是商品价值多维化。电力商品价值不断细化,市场机制设计需充分反映不同资源的价值属性。除电能量价值外,市场交易还需反映保障系统供应可靠性、调节灵活性的安全价值,以及绿色环境价值。

五是市场主体多元化。发电侧风、光、水、火、核、抽水蓄能多类型机组入市,需求侧分布式电源、可调节负荷、储能、虚拟电厂、聚合商等新型主体参与市场,电力市场需满足多元主体的交易需求并体现各类主体的市场价值。

2.2 多维协同的电力市场体系设计思路与机制

针对市场设计的多维特征,在进行市场设计时应做好以下五方面的协同工作:1）做好多方面的政策协同；2）做好中长期与现货市场在时间上的协同；3）实现电能-安全-绿色多价值的协同；4）实现包括省间（国家）市场与省（自治区、直辖市）/区域市场构成的批发市场及零售市场的多空间协同；5）实现多主体同台竞价的平台。

2.2.1 安全保供、低碳转型与经济的多目标协同

由于电力商品的公共属性,不同于欧美等国家和地区,经济性并非中国电力市场建设追求的唯一目标,保供应同样是电力市场建设的责任担当。电力市场的建设不仅仅是经济性行为,更多的是社会责任。

电力系统绿色转型面临着系统运行、政策价值、时间空间等诸多边界条件。而电力系统运行规律与政策边界决定了电力市场的模式设计,市场机制也依赖于政策驱动。目前,新能源等优先发电,居民、农业优先购电,相关电量、电价通过政策确定,需做好优先计划与市场的衔接,做好优先发电、优先购电与市场化交易在电量（曲线）匹配、损益分摊、偏差考核机制等方面的协调。

同时,新能源仍以保障性收购为主,部分采用保量竞价参与市场交易。需激励新能源主动参与市场实现新能源大规模、大范围的消纳,确保回收成本、获得收益,实现可持续发展,并做好新能源配套政策与市场的衔接。

2.2.2 中长期、现货与实时运行的多时间协同

由于电力商品实时平衡的供给特性,需要通过不同时间尺度交易品种的相互协调,实现电力资源的最优化配置。通过中长期交易夯实电力供需平衡整体格局,优化资源配置,稳定长期价格水平；通过现货市场组织日前、日内、实时市场,体现短期供需变化及价格。

中长期与现货市场需要在交易曲线、组织周期、交易价格、参与方式、安全约束、偏差处理等方面强化衔接。交易曲线方面,中长期交易时段划分将更加精细,如图2 所示,以年度、月度为主的中长期交易实现长期价格信号引导,以月内连续运营实现中长期曲线的灵活性调整,满足新能源主体“短周期、高频次”偏差调整需求,以日前、日内现货交易实现电量的实时平衡；交易价格方面,中长期连续交易价格逐步向现货出清价格收敛；参与方式方面,电力用户参与度不断上升,由发电侧单边竞价向发用双边竞价发展；安全约束方面,中长期交易出清充分考虑系统运行约束,通过安全校核、出清算法等多重手段,确保成交结果的可执行性；偏差处理方面,市场主体可通过各时间周期的交易调整所持合同的偏差,主动承担偏差管理责任。

图2 多时间尺度的电能量市场体系Fig.2 Electric energy market system with multiple time scales

2.2.3 全国统一电力市场的多空间协同

国外电力市场建设层次相对单一,美国PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）市场的交易模式是一种类似省级电网的交易模式,着重开展区域内的电力资源优化配置。欧洲针对各个国家资源分配不均衡的问题,通过建设欧洲统一电力市场,开展跨区交易,实现资源整体的优化配置。而与欧美相比,中国地域更为辽阔,资源和负荷的空间分布情况更为复杂。因此,不能照搬国外市场建设经验,中国需要建立多层次全国统一电力市场,实现省间、区域、省级市场的多层耦合,通过省间实现资源优化配置、区域落实余缺调剂/备用共享、省级支撑电力电量平衡,进而从空间维度实现资源大范围优化配置［20］。

全国统一电力市场总体包括省间（国家）市场与省（自治区、直辖市）/区域市场构成的批发市场及零售市场,如图3 所示。省间市场定位于保障国家能源战略实施,实现大范围资源优化配置,促进可再生能源消纳,建立资源配置型市场；省内市场定位于通过优化省内资源配置,保障电力电量供需平衡和安全供电秩序,建立平衡型市场。

图3 全国统一电力市场的多空间协同Fig.3 Multi-spatial collaboration of national unified electricity market

省间、省内市场的衔接需要遵循以下3 个原则:1）既能保证电力系统统筹资源、保障全网电力电量平衡,又能满足用户直接参与省间市场的愿望；2）既能保持省内平衡责任主体的格局,又能打破省间壁垒；3）既能促进资源大范围优化配置,又能防止推高经济欠发达地区用电价格。

2.2.4 安全-绿色-经济多价值协同的交易品种配置

新型电力系统建设下,新能源装机容量大幅度增长,将成为电能量市场的供给主体。一方面,高随机性、低可控性的新能源并网会带来系统安全的外部性,产生额外的系统调节和备用成本；另一方面,常规电源发电会带来环境外部性,产生环境成本。

新型电力系统具有随机性高的特征,需用概率和随机过程来描述电力系统平衡问题。传统的电力系统优化调度和市场交易,旨在解决基于负荷预测、源随荷动的确定性系统优化问题；中长期和现货电能量交易,可基本实现传统电力系统的成本回报和利益分配。而新型电力系统是一个概率平衡系统。市场设计中需将复杂随机优化问题,解耦成确定性部分（电能量交易）和不确定性部分（爬坡/备用服务）,并针对一定置信度下的预测负荷和新能源预测出力,基于期望值开展电能量平衡交易；对于新能源出力预测不准带来的置信区间内的不平衡部分,需要购买爬坡、备用服务,并将有关成本分摊给责任主体。

在此背景下,电力系统将从传统确定性平衡转换为高不确定性的概率平衡,系统所需安全外部成本大幅度提高。同时,绿色价值方面,当前竞争性为主的电能量市场难以体现新能源的绿色价值。因此,需要建立“电能-安全-绿色”多价值协同体系,如图4 所示,通过连续运营及分时段交易体现电能量价值；通过容量以及辅助服务市场实现安全价值；通过绿电与绿证交易、电-碳市场的协同体现绿色价值。图4 中:D和H分别表示当日和当前时段。

2.2.5 多主体同台竞价的批发-零售市场

当前,中国储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体快速发展,“产消者”大量涌现,市场双向互动特征明显。目前,中国新型储能累计装机规模达到23.5 GW,预计2027 年可超过100 GW；预计到2025 年,中国虚拟电厂市场规模达10.2 GW,江苏、冀北、上海、浙江、天津、深圳等地结合区域特点开展了虚拟电厂的试点应用。其中,江苏虚拟电厂可提供快速可中断的负荷控制服务；上海虚拟电厂建设以聚合商场、楼宇等需求响应为主,积极推进负荷集成商为主体运营的商业运营模式；冀北虚拟电厂提出了“云管边端”技术架构,并将虚拟电厂纳入电力辅助服务范围；深圳成立了中国首个城市级虚拟电厂管理中心,以负荷型、储能型资源聚合为主。

当前,新型主体入市机制不健全,缺乏统一入市标准,参与市场交易的商业模式尚未成熟,难以发挥其灵活调节的价值,进而难以获得预期收益,影响新型主体参与市场的积极性。为此,需要进一步推进零售市场建设,强化零售市场与批发市场的衔接,建立N+X的零售市场体系,以及新能源、储能“长期分时引导+短期需求波动响应+实时多层次供需平衡”体系,满足分散式海量市场主体交易需求。

3 建设全国统一电力市场的实施路径

为构建适应新型电力系统的电力市场体系,全国统一电力市场建设可划分为3 个阶段。

1）近期（2022—2025 年）（见图5）:考虑到中国资源大范围配置需求和省为主体的行政财税管理体系,全国统一电力市场在近期应以省间、省内市场“两级运作”起步,采取“两级申报、两级出清”模式,通过省（区域）市场各自优化,以及省间交易结果作为省内市场边界的“协调函数”配置,实现大系统分解协调优化。区域市场主要开展辅助服务交易,着力解决区域内备用、调节等资源共享需求。

图5 全国统一电力市场的近期形态Fig.5 Recent form of national unified electricity market

2）中期（2026—2030 年）（见图6）:随着电价交叉补贴妥善解决、省间交易壁垒逐步打开,省间和省内交易逐步融合,具备条件的省份实现“统一申报、两级出清”,即将各省总体购、售电需求及价格统一在省间平台申报,省间开展考虑主要断面、输电通道的优化出清,省内根据出清结果,再组织省内交易。部分地区可探索构建区域一体化市场,并整体作为交易单元参与全国统一电力市场［21］。

图6 全国统一电力市场的中期形态Fig.6 Medium-term form of national unified electricity market

3）远期（2030 年以后）（见图7）:按“统一申报、统一出清”实现全局资源优化配置,省间与省内市场完成融合；在全国范围内形成市场主体公平竞争、自主选择,电力资源畅通流动、优化配置的市场环境；市场体系完备、交易品种丰富、市场交易活跃,电能量、辅助服务、容量市场、金融衍生品等协调运行；构建与新型电力系统相适应的电力市场体系。

图7 全国统一电力市场的远期形态Fig.7 Forward form of national unified electricity market

4 实现中长期、现货与实时运行多时间协同的关键措施

4.1 坚持发挥中长期交易“压舱石”作用

中国中长期市场发展迅速,2022 年完成市场交易电量5 250 TW·h,占全社会用电量的60.8%,市场交易电量持续增长。同时,随着新能源渗透率的不断增加,受新能源零边际成本特性影响,新能源参与以边际价格出清的现货市场,造成“有价无量、有量无价”的困境。在新能源高渗透率的背景下,电力市场中长期交易不仅是规避现货价格波动风险的工具,更将成为确保各类型电源投资合理回收的重要渠道。中长期交易为大部分电能量定价；现货交易形成颗粒度更精细的时间价格信号和因线路阻塞产生的位置价格信号,并为中长期交易提供更精确的偏差电量定价手段和价格引导。

4.2 持续改进现货市场模式

一方面,要加快建设双边模式的现货市场。推动所有市场化用户“报量报价”参与现货交易。将用户侧申报信息纳入现货市场出清优化和实际结算,使现货市场价格能够充分反映发用两侧交易需求和供需情况。

另一方面,要进一步优化现货市场竞价模式。发电侧节点电价、用户侧统一电价的模式,将导致现货市场难以形成反映用户位置信号的价格信号。应因地制宜研究节点电价、分区电价机制,通过现货市场价格信号引导发电和负荷分布、缓解电网阻塞。同时,推动新能源报量报价参与现货市场,因报价原因未中标的电量不纳入弃风弃光电量考核。

4.3 进一步推动中长期与现货市场机制的统筹衔接

中长期市场实现每日24 时段的分时交易,交易曲线将与更细颗粒度的现货交易更加贴合。组织周期方面,中长期市场连续运营关闸时间已从月前推进至周以及D-2 日,未来将持续向更短周期延伸。

推动中长期市场向灵活化、精细化、标准化转变。建立灵活的中长期交易调整机制,缩短交易周期、提高交易频次,以年度、月度、多日的24 时段交易为周期,开展“中长期+连续运营”的全时间尺度运营体系,为市场主体提供丰富的市场化灵活调整手段,在中长期关闸前形成更贴近系统运行、体现实际发用电意愿的曲线,具体如图8 所示。

图8 中长期连续运营交易机制Fig.8 Trading mechanism for medium- and long-term continuous operation

截至2023 年底,国家电网有限公司经营区已有10 余省份实现D-2/D-3 日滚动交易。以中国甘肃为例,自2022 年8 月开展D-3 日连续滚动运营以来,现货市场中零报价和最高报价的比例大幅减少,极大地发挥了中长期交易规避短期价格波动风险的作用。

4.4 实现基于带时标能量块的标准化市场设计

中长期交易的标准化是增强市场流动性和深化连续运营的关键,中国中长期电力市场发展实践为标准化发展打下了良好基础,也是中国电力市场建设的优势。

如图9 所示,通过引入分时段标准化（带时标能量块）交易概念,对交易周期、交易流程等交易组织关键要素进行标准化设计。针对当前不同省在时段划分、价格形成、曲线分解方面的差异,建立统一的中长期交易合约模型,将不同时段划分、不同买卖主体、不同交易品种的交易合约,统一为分时段标准化交易,适应多元主体的差异化交易需求,并设计供需双侧分时段标准化交易方式。建立分时块（小时为单位申报）、持续块（多小时组合申报）、曲线块（按定制曲线申报）、可变块（总量申报、灵活调用）等多种申报模式,以适应多元主体差异化和便捷化交易要求。设计中长期连续开市、多品种融合、标准化合约买卖的连续运营机制。

图9 中长期标准化交易模式Fig.9 Medium- and long-term standardized trading mode

5 实现全国统一电力市场多空间协同的关键措施

5.1 建立基于大系统分解协调的多层次统一电力市场

全国统一电力市场作为大系统,通过建立省间、省内市场的统一运作规范和技术标准,逐层实现省间与省内的协同,最终实现全国范围的整体协同。需要基于大系统分解原理和协调控制的基本思路,将集中决策与分散化决策相结合,构建一个多级协调和最优控制的电力交易机制。

在全国统一电力市场这一“大系统”中,省间市场和各个省市场/区域市场是“子系统”。省间市场与省内市场的衔接机制,是各个子系统之间的“协调函数”。如图10 所示,以市场内发电成本最小化作为子系统的目标函数,以各市场间整体的发电成本最小化作为大系统的目标函数,实现全国统一电力市场的整体效益最优。

图10 多层次市场协同Fig.10 Multi-layer market collaboration

5.2 实现多级市场协同优化与联合出清

探索“统一报价、联合出清”的交易组织模式,需建立三级调度与两级市场协同的组织流程,并实现基于“统一申报、两级出清”的市场出清。如图11 所示,省内市场主体统一进行一次报价,开展省内市场预出清；分省整合省内市场剩余报价结果,形成净受入或净送出曲线；汇总各省净受入/净送出曲线,进行多通道集中优化,形成省间市场出清结果；省间市场出清结果作为省内市场边界,组织省内市场出清。在时序衔接上,省间中长期交易早于省内中长期交易开展。现货交易中,首先形成省内开机方式和发电预计划,再组织富余发电容量或购电需求参与省间现货交易,省间现货交易结果作为省内现货交易出清边界。

图11 多级市场交易耦合组织与联合出清Fig.11 Coupling organization and joint clearing of tradings in multi-level markets

5.3 推动建设统一的输电价格体系与输电权市场

在当前单一制跨区跨省输配电价的模式下,省间市场交易成交的前提之一是购售电双方申报价差大于输电环节价格,这在一定程度上限制了省间市场成交规模。未来,应推动专项输电工程输电价格向两部制、容量定价方式转变,推进全国统一电力市场输电价格体系建设。同时,应建立省间输电权交易机制,做好与省间电能量交易的衔接协同,促进通道的合理、高效利用。

6 实现安全-绿色-经济多价值协同的关键措施

6.1 建立考虑高比例新能源接入的容量价值体系

6.1.1 建立保障长期平衡的可靠性容量交易机制

常见的容量保障机制包括稀缺电价、容量补偿、容量市场等。稀缺电价可能形成极端的尖峰价格,影响电力市场价格稳定,在中国国情、网情下适应性欠佳；容量市场能够通过市场机制形成容量价格,但对市场体系的完善程度、监管能力和市场外部环境有较高要求；容量补偿模式的价格形成机制较为简单清晰,适用于中国起步阶段。近期,宜以火电作为主要补偿对象,容量补偿资金建议来源于市场化用户,可按度电/容量收取。未来,探索中长期可靠性容量机制,包括容量补偿、容量市场、中长期备用等方式,保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。

6.1.2 建立保障短期平衡的灵活性辅助服务交易机制

目前,中国辅助服务市场的交易费用占全部电费比例较小,仅约1.5%～3%,远低于国际水平。在新型电力系统下,需推动建设保障短期平衡的灵活性辅助服务市场。

一是创新品种。当前,辅助服务交易品种以省内调频、区域调峰为主。未来,考虑新能源发电特性、电力系统运行需要,对省内爬坡服务、省间备用服务的需求将明显增加,需要逐步建立相关品种。此外,还需推动辅助服务市场与电能量市场协调运作。

二是健全成本分摊机制。按照“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”的原则,分步有序推动辅助服务成本向用户侧的传导与分摊。

三是引导多元主体积极参与。通过合理的商业模式,引导储能、分布式电源、虚拟电厂等新型主体提供调节资源［22］。

6.2 建立适应新能源大规模接入的电能-安全价值体系

6.2.1 完善新能源定价机理

现阶段,经测算新能源侧折合分摊度电安全成本为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%。随着新能源大规模接入,新型电力系统的安全成本将大幅增长。预计未来新能源安全外部成本占比将达到30%。针对新型电力系统下新能源定价问题,需要在考虑电能量成本的基础上,进一步考虑新能源的安全外部成本,建立全成本定价模型。

6.2.2 实现新能源可信容量及安全成本测算

依据新能源的出力特性进行偏差概率分析,可得到不同时间尺度下的可信出力区间。在考虑新能源出力特性及可信出力的基础上,进一步测算新能源接入所产生的安全外部成本对应的包括调峰、调频、备用等安全调节服务的需求量。

6.2.3 建立外部成本内部化的联合竞价模型

针对新能源高安全外部成本特性,如图12 所示,提出外部成本内部化的定价方法,将传统基于电能量成本的定价模式转变为基于安全外部成本内部化的定价模式；用户同时申报电量及所需平衡服务,并进行统一出清。

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

6.3 建立反映新能源绿色价值的交易体系

6.3.1 完善绿电交易机制和扩大绿电交易规模

推动新能源项目全面参与市场交易,市场主体进一步拓展到带补贴新能源,逐步涵盖分布式能源、水电等可再生能源；完善绿电交易机制,着重向更长时间尺度拓展,加强绿色电力交易与其他交易品种的协同和融合；加快完善绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重、碳排放权、用能权、能耗双控等配套制度的衔接。加强绿电与绿证交易的协同,保障平价和低价上网项目可通过绿证交易获得合理收益补偿。扩大参与主体范围,引导带补贴新能源参与绿电交易,由绿色溢价部分抵消对应补贴,以市场化手段减轻国家财政补贴负担。

通过绿色电力市场反映绿色电力的电能价值和环境价值,有效扩大绿电、绿证市场供给,满足用电企业绿色转型的“刚需”,推动整个能源生产消费方式的变革。

6.3.2 建立电-碳市场协同运作机制

目前,全国碳市场主体主要为发电企业。未来,随着碳市场主体范围不断扩大,可通过核算用户购买电力等带来的间接碳排放,引导用户提升绿色消费意识。同时,也需考虑与碳交易、中国核证减排量（China Certified Emission Reduction,CCER）等机制的有效衔接,合理反映不同发电类型碳排放成本,增强绿电的竞争优势,并防止碳减排量的重复计量。

经测算,近期,在碳配额较为宽松环境下,火电平均发电成本将增加约2.08 元/（MW·h）；远期,若碳价上升至90～160 元/t,火电平均发电成本将增加约3.7～6.7 元/（MW·h）。随着碳市场价格增加,火电中标电量将由高碳机组向低碳机组转移。

6.3.3 积极探索绿电、电-碳的国际标准建设

推动建立全国统一绿证核算与交易体系,将绿证作为可再生能源环境价值的唯一凭证,进而与全国碳市场实现互认互换。同时,积极参与绿电认证国际标准制定,实现绿证与国际绿证、国际碳税的互认、抵扣,提升中国在全球环境治理和能源管理上的话语权［23］。

7 实现多主体协同的关键措施

7.1 建立新能源参与市场的交易机制

统筹考虑优先发电与优先购电的匹配、新能源入市后的收益变化,建立新能源补贴与交易价格的联动机制,有序推进新能源入市交易。初期宜以自愿参与市场为主,应鼓励新能源企业与用户开展多年直接交易合同,以长期合约价格信号引导能源投资；适时建立以政府授权差价合约、签订长期购电协议（power purchase agreement,PPA）等方式［24］推动新能源参与市场。

以中国新疆为例,经仿真测算,按照新能源平均折现率8%、电价分别为0.05、0.10、0.15 元/（kW·h）高、中、低这3 个场景,理论上新疆风电可按2023 年27%、2025 年55%、2030 年80%的比例和节奏推进新能源入市。

7.2 建立新型主体参与市场的交易机制

7.2.1 建立新型主体入市分类引导机制

可将新型主体分为刚性和类刚性负荷、价格响应型负荷、可控调节型负荷3 类,如表2 所示。

表2 新型主体划分及市场机制Table 2 Classification of emerging entities and market mechanisms

调节可控型负荷可视为“负发电”,接入调度控制系统接受调控指令；价格响应型负荷可采用报量不报价、自主响应的方式参与市场；刚性及类刚性负荷未来应承担更多辅助服务费用的分摊。

7.2.2 完善适应新型主体参与的市场交易模式

1）建立灵活多样的新型主体交易模式

在参与方式方面,新型主体可分为直接或聚合参与；在交易品种方面,新型主体可按自身能力自主选择参与容量、辅助服务和电能量交易。通过灵活多样的交易模式,使得电力需求侧用户可在综合考虑多种市场参与条件与效益的情况下,合理配置资源以获得最大市场效益。如在中长期市场建立面向需求侧主体的容量补偿机制；成功竞价出清的新型市场主体可作为电网备用资源,保障系统安全稳定运行。同时,探索开展面向应急、保供、保消纳的源网荷储互动交易,针对临时性的供需不平衡,开展面向低谷新能源大发、节假日负荷下降、迎峰度夏等典型场景的源网荷储互动交易［25］。

2）完善分布式交易模式

考虑分布式电源自发自用、就近消纳的特点,可在同一台区内开展就近交易。在分布式主体加强自身平衡和调控能力建设的基础上,根据分布式主体的随机波动性及与主网交换曲线的峰谷特性,推动以责权对等的原则实现交叉补贴、电力平衡服务等相关责任的公平承担,进一步完善市场准入与价格机制。

3）探索平衡责任分摊的有关机制

随着新能源规模化接入,电力系统发电侧不确定性显著增加；新型主体快速发展,在负荷侧引入了越来越多的不确定性。在此背景下,为降低源荷两侧主体为系统平衡带来的高不确定性,探索新型主体以平衡单元作为市场的基本主体入市以及对应的平衡责任分摊有关机制,具有非常重要的意义。一方面,由具备售电资质、具有灵活调节资源的聚合商,与发用电主体建立平衡单元,作为一个整体提供平衡调节服务并承担偏差的经济责任,通过平衡单元实现平衡单元内部的自平衡,分担系统平衡责任,极大地降低电网平衡压力,提高电力系统安全性。另一方面,平衡单元作为交易的基本单元,独立结算且承担自身偏差的经济责任,可充分调动市场主体参与需求响应的积极性与规范性。

8 结语

中国地域辽阔、地区差异大、能源供需逆向分布、新能源发展迅猛、电网规模巨大、复杂性强。同时,中国电力市场建设基础与欧美国家和地区有较大差别,国际现有的电力市场理论和模式难以直接应用,亟须探索一条符合中国国情、具有中国特色的电力市场化改革道路。

复杂市场建设环境使得单一市场机制建设难以从根本上解决上述问题,需要基于顶层设计,从目标、时间、空间等不同维度进行电力市场的协同设计。因此,本文构建了适应新型电力系统的目标、价值、时间、空间、主体多维协同的电力市场体系架构。围绕以上维度,提出多维协同市场设计思路和核心机制,通过多维协同的市场机制设计,为建设全国统一电力市场、推动能源转型与新型电力系统建设提供坚强支撑。