中國儲能網(wǎng)訊：自2015年3月中共中央、國務(wù)院《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）發(fā)布以來，我國新一輪電力體制改革已歷經(jīng)十年探索。我國電力市場改革進程始終面臨政策破冰、頂層設(shè)計和技術(shù)攻關(guān)的多重挑戰(zhàn)，需兼顧電網(wǎng)運行的物理規(guī)律、市場運營的經(jīng)濟規(guī)律，以點帶面式改革的難度與復(fù)雜度極高。在國家政策導(dǎo)向下，各地在因地制宜探索電力市場化改革中的進展并非一帆風(fēng)順，但從實踐效果來看，確實是扎扎實實地向前走。目前，各地已經(jīng)初步建立涵蓋中長期交易、電力現(xiàn)貨市場及調(diào)頻等輔助服務(wù)市場的電力市場商品體系，電力市場從理論和實踐上都越來越成為推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型、建設(shè)更加“安全、經(jīng)濟、綠色”新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵。
2025年，電力現(xiàn)貨市場將實現(xiàn)全覆蓋。在我國電力市場化改革進入深水期的時點上，待解決的問題很多都是政策跨越與技術(shù)復(fù)雜度關(guān)聯(lián)耦合的“難啃的硬骨頭”，應(yīng)該站在全局的視角來分析判斷如何解決問題，從制度設(shè)計有效性的角度來看，激勵相容才是電力市場機制的內(nèi)在目標。
電力現(xiàn)貨市場運行成效
與價格信號作用
競爭機制的供需聯(lián)動作用初顯
部分省份通過滾動中長期交易和電力現(xiàn)貨市場為市場主體提供了持續(xù)交易的機會，對市場力進行了有效監(jiān)控和抑制，初步實現(xiàn)中長期價格和現(xiàn)貨價格趨于一致，中長期交易價格圍繞現(xiàn)貨市場價格上下波動，市場價格反映了電力供需關(guān)系和發(fā)電邊際成本，體現(xiàn)出現(xiàn)貨市場價格反映電力供需的基本特征。以廣東為例，2023年廣東電力現(xiàn)貨市場現(xiàn)貨均價0.438元/千瓦時。2024年，受煤價中樞下移、新能源入市加快、云南來水較好等影響，1～6月現(xiàn)貨均價僅約0.366元/千瓦時。
電力系統(tǒng)運行效率優(yōu)化作用初顯
從各省的建設(shè)運營實踐來看，大部分省份建立了與系統(tǒng)運行深度融合的電力市場運營機制，即以社會福利最大化為優(yōu)化目標，在日前與實時階段，分別采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）算法進行集中優(yōu)化計算，確定運行日的機組開機組合、分時發(fā)電出力曲線及分時節(jié)點電價。以浙江為例，由于對發(fā)電資源的優(yōu)化安排中精細化地考慮了發(fā)電資源運行約束、電網(wǎng)運行約束等電力系統(tǒng)運行特性，從運行效果來看，即使不考慮電力現(xiàn)貨市場的價格激勵引導(dǎo)作用，在運行成本優(yōu)化、燃氣機組開停安排、電網(wǎng)阻塞斷面控制等方面也起到了積極作用，基本滿足運營效率優(yōu)化和調(diào)度運行安全保障兼顧的基本目標。
分時價格信號引導(dǎo)作用初顯
電力現(xiàn)貨市場初步發(fā)揮了在“保供應(yīng)”“促消納”方面的積極作用：保供應(yīng)方面，在電力供需緊張時段，現(xiàn)貨市場時段性高電價激勵各類電源頂峰發(fā)電，同時引導(dǎo)電力用戶降低非必要的用電需求，有效提升了電力安全保供能力；促消納方面，在新能源大發(fā)時段，通過現(xiàn)貨市場價格信號引導(dǎo)火電企業(yè)壓降出力、電力用戶提高用電需求，擴大新能源消納空間，有效促進了清潔能源消納。在多個高比例新能源省份，電力現(xiàn)貨市場引導(dǎo)用戶由“按需用電”逐步向“按價用電”轉(zhuǎn)變的效果初步顯現(xiàn)。
當前電力現(xiàn)貨市場的核心挑戰(zhàn)
省間與省級市場協(xié)同機制待完善
由于實行以省為實體的國家治理模式，我國順其自然地先建立了省級電力現(xiàn)貨市場，解決省級電網(wǎng)電力平衡問題；由于我國能源分布的逆負荷特性，又建立了省間電力現(xiàn)貨市場，解決新能源跨省消納及滿足電力余缺互濟需求。隨著省級現(xiàn)貨市場陸續(xù)投入運營，針對省間市場與省級市場的協(xié)作模式，我國因地制宜地探索了兩種協(xié)同機制，一種是在國家電網(wǎng)經(jīng)營范圍，省間市場解決大范圍資源優(yōu)化配置問題，通過市場競爭，優(yōu)化省間聯(lián)絡(luò)線通道輸送功率安排，解決跨省平衡能力購買以及滿足新能源消納需求，省級市場基于省間輸送功率安排，通過市場競爭，優(yōu)化省內(nèi)各類型資源運行安排，滿足省內(nèi)電力平衡需求；另一種是在南方電網(wǎng)經(jīng)營范圍，省間市場、省級市場統(tǒng)一融合為一級市場，由多省統(tǒng)一出清的省間市場直接優(yōu)化各省電力資源運行安排，滿足各省電力平衡需求。
2021年11月，中央深化改革委員會第22次會議審議通過的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》明確指出，加快形成全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)體系。作為全國統(tǒng)一電力市場的重要組成部分，全國統(tǒng)一電力現(xiàn)貨市場的構(gòu)建對提升全國整體的電力經(jīng)濟運行水平具有重要的支撐作用，如何綜合考慮輸配電價、調(diào)度運行模式等現(xiàn)有政策基礎(chǔ)，提升全國統(tǒng)一電力市場的協(xié)同度，建立跨國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)多個經(jīng)營區(qū)域的全國統(tǒng)一電力現(xiàn)貨市場，是下一階段電力市場建設(shè)推進的關(guān)鍵，需要解決其中的協(xié)同機制、交互標準等多項問題。
價格信號激勵有效性不足
一是市場競爭主體不完整。例如，在市場建設(shè)初期，僅有常規(guī)燃煤機組參與電力市場競爭，新能源、燃氣機組、電力用戶等大量未參與市場競爭但被納入電力平衡的主體，會影響甚至扭曲電力現(xiàn)貨市場價格信號，建議盡快推動包括新能源主體、用戶側(cè)主體、燃氣機組等多類型主體通過報量報價方式全面參與市場競爭，有助于提升現(xiàn)貨市場價格信號表征度。
二是與電力市場優(yōu)化出清定價分離的機組啟停安排或調(diào)度。部分省份采用先排定機組組合，以必開機組的方式參與市場競爭優(yōu)化，在不同的運行工況下，對電力現(xiàn)貨市場價格信號產(chǎn)生不同的影響。例如，在峰谷差較大的運行日，由于火電最小出力制約，保供應(yīng)和促消納面臨兩難的抉擇。如果安排火電機組以“小開機”的方式，在高峰時段通過調(diào)用電化學(xué)儲能頂峰，這是一個可行也相對合理的調(diào)度運行策略，與之對應(yīng)的是一些省份的燃氣機組不參與市場優(yōu)化出清，這些獨立決策的火電機組啟停及儲能充放電運行安排與市場優(yōu)化出清定價分離，實際電力平衡中面臨的峰谷平衡困難，在電力市場出清定價中并未得到體現(xiàn)，現(xiàn)貨市場價格也會表現(xiàn)為高峰價格不夠高，低谷價格不夠低，其結(jié)果是電力現(xiàn)貨市場價格未傳遞出高峰谷價差的價格信號激勵效果。
三是電力現(xiàn)貨市場限價。我國現(xiàn)貨市場建設(shè)初期，為了確保市場價格相對穩(wěn)定可控，設(shè)定了較低的市場限價，理論上來說，任何限價都會扭曲市場價格信號的有效性，特別是隨著集中式儲能等新型主體建設(shè)規(guī)模的逐步擴大，需要通過較高的峰谷價差獲得其收益回報，較低的市場限價在一定程度上會制約這一效果。但是從運營實踐來看，部分省份的市場力是客觀存在的，市場建設(shè)初期，由于采用政府授權(quán)合約機制，在保障市場主體收益平穩(wěn)過渡的同時，在一定程度上也抑制了市場主體的市場力行為，隨著政府授權(quán)合約保護機制的不斷退坡，在降低了對市場主體收益風(fēng)險保護的同時，也放開了市場主體通過投機行為獲益的機會，這種情況下市場限價的調(diào)整，需要在提升市場力辨識控制能力的基礎(chǔ)上，評估對發(fā)電與用戶側(cè)年度綜合收益的影響。
四是在市場出清定價之后，后置針對市場主體個體的收益回收機制，部分省份為了保證用戶價格的絕對穩(wěn)定，在中長期交易、電力現(xiàn)貨市場競爭形成的市場價格基礎(chǔ)上，后置了針對市場主體個體的結(jié)算綜合收益回收機制。這雖然規(guī)避了各類主體的收益風(fēng)險，但會極大鼓勵市場主體在電力現(xiàn)貨市場競爭中的投機行為，對市場價格信號影響較大，現(xiàn)貨市場價格和中長期交易容易體現(xiàn)出較強的偏離度。
五是新能源以“報量報價”的方式參與市場后，沿用新能源日前實時偏差考核機制。新能源日前、日內(nèi)預(yù)測出力偏差，通過日前市場與實時市場價格差，即可激勵新能源主體提升日前預(yù)測精度；實時市場中標出力與實發(fā)功率間的偏差，承擔考核或者輔助服務(wù)費用分攤，可以激勵新能源主體提升日內(nèi)預(yù)測精度，在新能源以“報量報價”的方式參與市場后，如果依然沿用新能源日前實時偏差考核機制，則會影響日前、實時市場價格信號的表征度。
多類型主體入市面臨運營難題
一是新能源全面入市后，面臨收益保障不足的風(fēng)險。從多個省份的運行情況來看，新能源主體月度結(jié)算均價有走低的趨勢。在目前以“生產(chǎn)側(cè)”主體為基準的消納責任權(quán)重分配方式下，“消費側(cè)”主體感知不足，綠電綠證交易的需求驅(qū)動不足，新能源綠色環(huán)境價值收益還未得到充分體現(xiàn)。
二是用戶側(cè)參與市場競爭的有效性不足。大部分省份用戶側(cè)參與市場采用“報量不報價”模式，日前市場無法體現(xiàn)負荷購買的價格需求，難以發(fā)揮日前市場價格型需求響應(yīng)的作用。此外，部分省份采用了用戶側(cè)全口徑參與市場，由于目前缺乏針對電網(wǎng)代理購電用戶的獨立預(yù)測能力，因而變通采用了一些近似生成方法，在部分場景下，日前市場負荷申報需求與日前負荷預(yù)測差異較大，日前市場供需不能反映實際需求。少量采用用戶側(cè)“報量報價”模式的省份，沿用節(jié)點申報、節(jié)點出清、節(jié)點定價的基本邏輯，基于節(jié)點電價加權(quán)平均作為用戶側(cè)統(tǒng)一價格。由于用戶“報量報價”模式實際上蘊含著基于價格采購的邏輯，即高于用戶申報的價格，不應(yīng)該中標，反之，如果中標，結(jié)算價格不能高于申報價格，但采用基于節(jié)點電價加權(quán)平均作為用戶側(cè)統(tǒng)一價格，很容易出現(xiàn)結(jié)算價格高于用戶申報價格的情況。
三是較小的日內(nèi)電能價格波動難以支撐新興主體的良性發(fā)展。隨著電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)能力需求的增長，各地以集中式儲能為代表的新型主體容量不斷增長，這些具備產(chǎn)消雙重屬性的市場主體本質(zhì)上是通過充放電雙向調(diào)節(jié)能力貢獻，實現(xiàn)電能在不同時段的轉(zhuǎn)移，其成本特性顯著區(qū)別于傳統(tǒng)火電機組，其成本特征更多的是增加電能供應(yīng)和負荷需求等調(diào)節(jié)能力所對應(yīng)的電池充放電循環(huán)折減成本。如果讓其參照傳統(tǒng)火電、用戶側(cè)分別申報其發(fā)電報價和購電報價，實屬勉為其難，即使參與，分時定價形成的自然價差也難以保證可覆蓋其運行成本。
分布式資源參與機制缺位
隨著我國分布式光伏裝機的快速增長，其消納問題愈發(fā)凸顯，對分布式新能源出力的激勵引導(dǎo)成為保障配網(wǎng)運行安全，以及主網(wǎng)調(diào)節(jié)能力的關(guān)鍵因素之一。不同于集中式新能源，分布式光伏小、多、散，在主網(wǎng)中可見度不足，對其激勵引導(dǎo)存在兩種方式：一是將批發(fā)市場出清覆蓋的電網(wǎng)節(jié)點從目前的220千伏及以上下沉至10千伏，分布式光伏聚合至10千伏母線節(jié)點，參與電力批發(fā)市場競爭；二是建立一套市場價格聯(lián)動傳導(dǎo)機制，即通過地調(diào)層面的中間傳導(dǎo)，建立對主網(wǎng)電力平衡需求的及時感知，通過智能合約等分布式交易機制實現(xiàn)對批發(fā)側(cè)電力現(xiàn)貨市場價格的主動響應(yīng)，通過基于VCG理念的收益共享機制，實現(xiàn)對分布式資源調(diào)節(jié)能力貢獻的有效激勵?？紤]到我國目前的層級調(diào)度運行模式，方式一在電力資源的調(diào)度模式方面存在一定的不匹配，優(yōu)化計算復(fù)雜度也是一大挑戰(zhàn)，考慮到地調(diào)的運行職能，方式二又超出現(xiàn)有政策的支持范圍，分布式資源主動參與的市場機制需要充分考慮政策突破與技術(shù)探索的難度。
下一階段電力現(xiàn)貨市場建設(shè)探索目標
構(gòu)建“1+N”跨經(jīng)營區(qū)全國統(tǒng)一電力市場體系
目前來看，電力市場范圍的擴張有兩種主流模式：一是美國式市場擴張模式，各區(qū)域ISO/RTO通過市場擴展，將新的地區(qū)納入ISO統(tǒng)一運營，ISO內(nèi)部高度優(yōu)化，但各ISO之間沒有一個統(tǒng)一的市場或者機構(gòu)進行整體的跨境耦合，各區(qū)域ISO/RTO分別基于跨境傳輸線聯(lián)合優(yōu)化出清，主要通過雙邊協(xié)議，如MISO、PJM及SPP間的聯(lián)合運行協(xié)議(Joint Operating Agreement)，實現(xiàn)區(qū)域市場間的協(xié)調(diào)。二是歐洲式市場擴張模式，針對各國電源結(jié)構(gòu)差異帶來的發(fā)電出力互補特性，以及整體較高的新能源裝機水平下歐洲各國市場間協(xié)作交互需求，建立了統(tǒng)一運營、統(tǒng)一優(yōu)化的歐洲統(tǒng)一電力市場，實現(xiàn)日前、日內(nèi)市場及平衡市場耦合運營。受歐美差異性的政府治理模式以及電網(wǎng)調(diào)度運行管理模式差異的制約，美國式市場模式對于區(qū)域間協(xié)同優(yōu)化不夠，歐洲式市場模式則需要依托多主體組合的平衡單元機制，以及自調(diào)度模式支撐。考慮到我國東西部經(jīng)濟發(fā)展水平差異、交直流混聯(lián)電網(wǎng)運行控制模式、集中優(yōu)化調(diào)度等國情網(wǎng)情，采用“1+N”的全國統(tǒng)一電力市場架構(gòu)，體現(xiàn)了“尊重基礎(chǔ)”原則?！?”體現(xiàn)的是跨經(jīng)營區(qū)域全國統(tǒng)一電力市場，“N”體現(xiàn)差異化，以調(diào)度控制區(qū)為界，涵蓋省級電網(wǎng)或者多個省級電網(wǎng)聯(lián)合運行的區(qū)域電網(wǎng)。通過“1+N”的全國統(tǒng)一電力市場架構(gòu)，將多個范圍大小各異的市場高效協(xié)同耦合運營，構(gòu)建一套兼容并包的跨經(jīng)營區(qū)域全國統(tǒng)一電力市場體系，實現(xiàn)國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、蒙西電網(wǎng)差異化運營模式市場的統(tǒng)一運營。
建立與電力現(xiàn)貨市場高效協(xié)同的商品體系
隨著各地電力現(xiàn)貨市場逐步投入運營，政府授權(quán)合約逐步放開，以及新能源、用戶側(cè)和新型主體的逐步入市，僅通過電能市場不足以充分體現(xiàn)各類主體在容量支撐、電能平衡及調(diào)節(jié)能力等多維度貢獻，也不足以充分體現(xiàn)各類主體包括固定成本在內(nèi)的全成本收益回報。在現(xiàn)有的電力現(xiàn)貨市場商品基礎(chǔ)上，是否需要建立容量、備用、靈活爬坡等新的市場品種，以精準激勵各類型主體的多維度價值貢獻，是有待討論的問題。具體到某個省份的建設(shè)實踐，就更是一個相對復(fù)雜的難題，電力市場商品結(jié)構(gòu)設(shè)計既需要立足當下，還要考慮對綠色發(fā)展、低碳發(fā)展等未來國家能源戰(zhàn)略的牽引作用。因此，電力市場商品體系配置的關(guān)鍵與難點問題是定量、可評價。這有賴于全景、可信的電力市場仿真推演能力，為電力市場商品設(shè)計與組合優(yōu)化配置提供科學(xué)、先驗、量化的評價基礎(chǔ)。
創(chuàng)新新型主體競爭機制
電力市場競爭理論的基礎(chǔ)是發(fā)電邊際成本與用電邊際效用，通過電力市場競爭機制的設(shè)計，激勵引導(dǎo)發(fā)電主體基于邊際發(fā)電成本申報發(fā)電報價，用戶主體基于邊際效用申報購電報價，通過市場競爭優(yōu)化，從而實現(xiàn)社會福利最大化。以新型儲能為代表、兼具產(chǎn)消雙重屬性的新型主體，具有特有的時段耦合成本特性，體現(xiàn)在其放電時段的邊際發(fā)電成本，與充電時段的市場價格相關(guān)，其充電時段的用電邊際效用，與放電時段的市場價格相關(guān)。因此，直接沿用傳統(tǒng)的發(fā)電邊際成本與用電邊際效用，無法體現(xiàn)新型主體的運行成本特性?？紤]將不同充放電時段提供的調(diào)節(jié)能力作為整體，其放電時段電價獲得的收益減去充電時段電價付出的成本作為收益，其對應(yīng)的調(diào)節(jié)能力成本實際上就可以通過充放電過程所付出的電池循環(huán)次數(shù)折減成本來刻畫?；谏鲜隹紤]，增加調(diào)節(jié)能力成本，用于刻畫兼具產(chǎn)消雙重屬性的新型主體成本特性，形成發(fā)電成本、用電效用、調(diào)節(jié)能力成本三維度的成本效用理論基礎(chǔ)，為源、荷、儲多類型主體公平參與電力市場競爭奠定基礎(chǔ)。
動態(tài)優(yōu)化市場限價機制
從國內(nèi)外電力現(xiàn)貨市場建設(shè)實踐來看，各國的電力市場限價都是從相對較低的限價起步，隨著市場建設(shè)運營的成熟，市場力辨識與控制手段的逐步健全，逐步提高限價水平。從電力現(xiàn)貨市場價格信號的激勵效果來看，更高的價格上限以及更低的價格下限，會體現(xiàn)到現(xiàn)貨市場更大的分時價格價差上，對于新型主體等貢獻較高調(diào)節(jié)價值的市場主體的收益具有一定提升效果，但與此同時，還需要進一步考慮對其他主體的影響。因此，有必要建立一套基于年度仿真推演的電力現(xiàn)貨市場價格帽動態(tài)生成方法，考慮負荷變化、新能源運行特性等市場供需因素，建立全年仿真推演的電力供需場景，通過仿真推演形成的多場景下市場價格數(shù)據(jù)，形成價格-持續(xù)時間曲線，綜合評估激勵效果與用戶的承受能力，建立針對發(fā)電側(cè)投資回收和負荷側(cè)用能成本的評估指標，以發(fā)電側(cè)收益合理、負荷側(cè)用電成本可控為多元目標，形成不同階段動態(tài)調(diào)整的最優(yōu)價格帽。
