中國儲能網(wǎng)訊：2024年5月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《電力市場運行基本規(guī)則》（7月1日起實施，以下簡稱《規(guī)則》）。這標志著我國建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場“1+N”基礎(chǔ)規(guī)則體系中的“1”已落地，為全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)提供了基礎(chǔ)制度規(guī)則。后續(xù)，相關(guān)部門將在征求意見基礎(chǔ)上研究出臺《電力輔助服務(wù)市場基本規(guī)則》《電力市場準入注冊基本規(guī)則》《電力市場計量結(jié)算基本規(guī)則》等政策文件，為我國健全統(tǒng)一電力市場“1+N”基礎(chǔ)規(guī)則體系，推動形成高效規(guī)范、公平競爭、充分開放的全國統(tǒng)一大市場提供保障。
加快推動全國統(tǒng)一電力市場“1+N”基礎(chǔ)體系建設(shè)，需要從“完善電能量市場、推動容量市場建設(shè)、構(gòu)建新型運營主體”等關(guān)鍵環(huán)節(jié)入手，加強政策研判和場景應(yīng)用。
完善電能量市場建設(shè)，
匹配電力負荷增長預(yù)期
目前我國電力市場（包括現(xiàn)貨和中長期市場）交易規(guī)?？焖僭鲩L，主體多元、競爭有序的電力交易格局已初步形成。從總體規(guī)?？矗刂?023年年底，全國電力市場交易電量約5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比例為61.4%，比上年提高0.6個百分點，市場在資源配置中的決定性作用越發(fā)凸顯。
在地方電力市場建設(shè)方面，自2017年國家啟動首批電力現(xiàn)貨市場試點以來，目前首批8個試點地區(qū)中，山西、廣東、山東已轉(zhuǎn)入正式運行，其余省份進入長周期連續(xù)運行階段；第二批6個電力現(xiàn)貨試點地區(qū)中，上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北已全部啟動模擬試運行。
我國電力市場運行過程尚存三方面挑戰(zhàn)需引起各方關(guān)注。
一是送端惜售削弱主體參與市場交易意愿。部分送出端省份為落實國家關(guān)于可再生能源和非水電消納責任權(quán)重目標（2024年各地可再生能源電力消納責任權(quán)重總量預(yù)期目標為20.5%～70%，其中非水電責任權(quán)重為7.7%～25.2%），同時考慮到可再生能源出力不穩(wěn)且中長期預(yù)測有所偏差，為優(yōu)先保障其省內(nèi)電力長期平衡充裕度，即便在電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)短期缺額的情況下也不愿在市場提前掛牌或參與集中交易出清。
二是政策約束使市場參與資源平衡能力減弱。市場化交易主體為執(zhí)行西電東送和跨省跨區(qū)輸電通道可再生能源電量占比、特高壓直流送電合同約束（規(guī)劃方向、配套電源出力限制）等要求，即便在輸電通道利用率充分滿足和沿途落點有市場需求等條件下，市場運營機構(gòu)也無法有效參與調(diào)節(jié)和平衡資源。
三是現(xiàn)貨市場負電價或降低企業(yè)增資動力。受節(jié)日用電負荷波動、可再生能源發(fā)電機組短時出力增加、常規(guī)火電機組調(diào)節(jié)能力不足等綜合因素影響，我國部分省份電力市場現(xiàn)貨交易中心曾出現(xiàn)負電價現(xiàn)象，這將增加市場主體交易風險，減弱新能源發(fā)電企業(yè)投資意愿和擴產(chǎn)動力。
建議從以下三方面出臺應(yīng)對措施。
一是推動現(xiàn)貨與中長期市場銜接，以促進資源靈活配置。鼓勵送出端省份在準確預(yù)測可再生能源機組出力和負荷增長水平的基礎(chǔ)上，構(gòu)建完善現(xiàn)貨市場和中長期市場高效銜接機制（推動中長期交易向更短周期、更小時段轉(zhuǎn)變，以實現(xiàn)現(xiàn)貨和中長期市場之間“平滑過渡”），積極采用“優(yōu)化合約交易曲線、擴大發(fā)電權(quán)交易規(guī)?！钡确绞?，以實現(xiàn)消納責任權(quán)重目標，提升清潔資源靈活性配置能力。
二是適時放寬剛性約束，提升市場“無形手”配置能力。加強?。▍^(qū)）間統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，逐步放寬政策剛性約束；積極利用市場化手段推進直流輸電配套電源參與網(wǎng)內(nèi)調(diào)節(jié)、擴大市場化消納范圍。通過多交易品種、多交易周期方式，在年度市場、月度市場優(yōu)先落實相關(guān)直流配套電源送電協(xié)議，靈活組織其他外送交易，填補相關(guān)直流剩余輸電空間，用好用足相關(guān)直流通道輸電能力。
三是構(gòu)建全形態(tài)電力市場，以價格信號平衡電力供需。針對現(xiàn)貨價格波動性風險，應(yīng)積極研究并逐步建立能夠提供遠期套期保值和平衡風險的期貨市場，以穩(wěn)定市場預(yù)期，夯實企業(yè)投資者信心。推動建立健全覆蓋中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)、容量、需求側(cè)響應(yīng)等全形態(tài)的電力市場，形成反映不同類型電源價值的完整價格體系，以逐步減少市場不平衡性導(dǎo)致的價格異常偏差。
推動容量市場建設(shè)，
構(gòu)建成本回收機制
《規(guī)則》首次將容量交易囊括進電力交易范疇，并將逐步推動建立市場化的容量成本回收等機制，以引導(dǎo)經(jīng)營主體合理投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕。
目前，我國容量市場建設(shè)仍處于起步階段，相比之下，英美等西方國家容量市場建設(shè)已超十年，具有較為成熟的經(jīng)驗，其對國內(nèi)市場建設(shè)具有多方面借鑒意義。
從綜合政策看，今年3月，英國啟動電力市場審查第二輪磋商，提出通過優(yōu)化容量市場拍賣方式補貼備用發(fā)電機組（天然氣發(fā)電、氫能發(fā)電、抽水蓄能、核電、電池儲能、光伏發(fā)電、陸上風電等），同時引入多種出清價格機制（已獲得可再生能源補貼或差價合約發(fā)電項目不參與容量市場拍賣）。
在交易機制方面，目前英國容量市場的結(jié)構(gòu)設(shè)計包含容量定額、資格及拍賣、交易、交付、支付五個階段。其中，拍賣主要采用T-1方式（容量交付期為次年，合同期限一般為1年）和T-4方式（容量交付期為第四年，合同期限可長達15年）采購備用容量，以確保英國電網(wǎng)在面臨供電壓力時具有足夠的容量進行調(diào)度。
在市場出清方面，2024年2月，英國T-1容量市場經(jīng)八輪拍賣，以35.79英鎊/千瓦/年的價格成交，成交總?cè)萘繛?63.9萬千瓦（有效拍賣容量占總目標容量945.7萬千瓦的80.78%），而T-4容量市場經(jīng)兩輪拍賣，以65英鎊/千瓦/年的“歷史最高”清算價格成交，較去年高出2英鎊/千瓦/年，成交總?cè)萘考s4280萬千瓦（有效拍賣容量占總目標容量4400萬千瓦的97%）。
上述經(jīng)驗對國內(nèi)容量市場建設(shè)具有兩方面借鑒意義。
一是應(yīng)建立新型儲能容量成本回收和市場拍賣機制，增強資源調(diào)節(jié)充裕性。目前我國已經(jīng)初步建立起覆蓋抽蓄和煤電容量的價格補償機制，但由于容量市場尚處于制度設(shè)計階段，市場體系尚不完善，在新型儲能等市場主體參與電能量市場和輔助服務(wù)市場交易基礎(chǔ)上，還需配合容量成本回收機制。建議研究出臺包含新型儲能等具有可靠性價值的普適性容量機制，推動容量補償機制與地方電力規(guī)劃和市場機制相協(xié)同，適時推出具備充裕容量和有力競爭的容量市場拍賣機制，以增強市場流動性，提升容量市場效率。
二是需將容量市場作為促進能源產(chǎn)業(yè)清潔轉(zhuǎn)型和擴產(chǎn)增效的有力抓手。通過市場化手段和機制確定合理的補償標準和補償方式，激勵新能源發(fā)電企業(yè)增加有效容量供給，提高新增發(fā)電容量的可靠性、多樣性和競爭性。例如，2024年英國T-1容量市場出清結(jié)果與去年相比，在推動能源轉(zhuǎn)型和技術(shù)進步方面發(fā)揮了積極引導(dǎo)作用。其中，可再生能源、低碳技術(shù)、需求側(cè)響應(yīng)（DSR）中標項目同比分別增加117%、99%、42.4%，而化石燃料中標項目同比下降3.8%。
激發(fā)市場經(jīng)營主體活力，
需擴大裝機規(guī)模
《規(guī)則》強調(diào)，經(jīng)營主體包括參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和新型經(jīng)營主體（含儲能企業(yè)、虛擬電廠、負荷聚合商等），較前版規(guī)則有了更加具體和明晰的定義，其將對引導(dǎo)新型市場經(jīng)營主體加大投資、推動公平公正參與市場化交易發(fā)揮重要作用。
從整體看，現(xiàn)階段新型經(jīng)營主體在市場化發(fā)展道路上面臨三方面挑戰(zhàn)。
一是裝機規(guī)模有待擴大。目前，我國新型經(jīng)營主體的裝機規(guī)模相較傳統(tǒng)電源和新能源發(fā)電裝機規(guī)模仍然偏小。根據(jù)筆者對各省份現(xiàn)有項目及規(guī)劃統(tǒng)計，截至2024年6月，國內(nèi)虛擬電廠累計裝機容量逾2290萬千瓦，預(yù)計到2025、2030年國內(nèi)虛擬電廠裝機容量或分別達到3900萬、5500萬千瓦；在儲能方面，我國現(xiàn)有新型儲能投運裝機容量約3500萬千瓦，其中2～4小時的儲能項目裝機占比74.6%（平均儲能時長2.2小時）。
二是市場交易規(guī)模和調(diào)節(jié)能力仍需提升。目前，國內(nèi)新型經(jīng)營主體參與市場化交易水平和能力尚未充分釋放。其中，虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場交易及輔助服務(wù)市場時，其所聚合的資源類型（分布式電源、儲能設(shè)施、可調(diào)用電負荷等）主要以“電源型”“負荷型”為主，而“混合型”參與市場交易的份額相對較少。此外，虛擬電廠規(guī)?；{(diào)節(jié)能力尚未充分發(fā)揮，根據(jù)國家能源局山東監(jiān)管辦公室6月發(fā)布數(shù)據(jù),山東首批8家虛擬電廠日前在電力交易中心完成注冊，其裝機容量為61.7萬千瓦，而最大調(diào)節(jié)能力僅16萬千瓦。
三是市場銜接機制和盈利模式需配套健全。國家層面尚未明確新型經(jīng)營主體參與電能量、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場的交易、結(jié)算、調(diào)度運行銜接等相關(guān)機制，虛擬電廠經(jīng)營主體獲利方式仍以需求側(cè)響應(yīng)、調(diào)峰調(diào)頻為主要模式。而儲能電站主要通過現(xiàn)貨價差套利、容量補償、輔助服務(wù)盈利。
建議采取以下三方面應(yīng)對措施。
一是逐步放寬市場準入限制。進一步放寬新型經(jīng)營主體市場準入限制，使不同主體在參與市場競爭方面具有公平和對等權(quán)責，逐步擴大新型市場化經(jīng)營主體裝機規(guī)模和市場化交易體量。
二是增強市場主體活力和系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。理順新型經(jīng)營主體參與電力市場交易規(guī)則和配套細則，充分激發(fā)參與活力，引導(dǎo)相關(guān)主體通過參與協(xié)商、摘牌和集中競價等方式合理確定曲線和價格，以增強頂峰調(diào)節(jié)能力，保障電網(wǎng)系統(tǒng)平穩(wěn)運行。
三是建立健全市場激勵機制。探索構(gòu)建能源聚合服務(wù)激勵機制，以價格機制充分激發(fā)新型經(jīng)營主體市場化交易熱情，依據(jù)響應(yīng)的特性、時長、速度、性能以及容量規(guī)模等指標，分類提供差異化激勵補償（根據(jù)經(jīng)營主體的可用容量獲取相應(yīng)容量補償收益），營造良性生態(tài)圈。
（作者供職于全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織。）
