中国储能网讯：电力市场建设如何适配“双碳”目标？2023年3月16—17日，中国电机工程学会电力市场专业委员会、中国能源研究会电力市场与碳市场专业委员会、全国电力交易机构联盟联合举办的电力市场联合学术年会在武汉举行。会议围绕“碳中和、碳达峰”目标下电力市场发展、促进新型电力系统构建的电力市场设计等热点问题开展学术交流。

容量补偿机制势在必行

中国工程院院士、国家电网有限公司一级顾问郭剑波说，新能源发电低边际运行成本、高系统成本特征，使得市场出清设计难度激增；经济、安全和环境的“矛盾三角形”将长期存在，带来市场机制设计挑战。

针对上述问题，多位与会嘉宾提倡建立容量机制，引入容量市场。

华北电力大学教授张粒子指出，建立容量机制是为了补偿投资者通过电能量市场和辅助服务市场不能收回的发电及灵活性资源的固定成本。随着电能量市场发展、电源结构变化，要定期做可靠发电容量充裕性和灵活性调节容量充裕性分析，各地区因地制宜、分阶段有序开展容量机制建设。

她建议，在电力市场体系和机制尚不完善的阶段，首先要建立对可靠发电容量的补偿机制，在可再生能源占比较高的地区，同时建立灵活性调节资源容量市场机制。同时，要避免几种机制交叉造成的过度补偿问题。

北京电力交易中心总经理史连军建议，根据新能源出力波动和电力供需形势变化，探索构建年度、月度备用容量市场，进一步细化容量市场颗粒度，促进容量资源更高效率、更精准配置，缓解实时平衡压力。

为激发火电参与现货市场的积极性，清华大学教授夏清建议“先能量市场，后容量市场”，火电以招标方式确定中标容量和单位容量固定成本。计算所有火电在现货市场上的平均利用小时数，各机组按照中标容量减去全系统平均利用小时数对应的容量，得到剩余容量；剩余容量按照容量补偿的价格予以补偿，现货市场上中标容量对应的电量按市场价格结算。

南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政提出，“现有电能量市场已较好解决了电力系统最优化运行问题，而引入绿色、安全等多元目标的最优化规划需要机制创新，从最小化改革成本考虑，改革现有中长期电源规划引导机制，引入容量市场是更优选择。”

不同能源如何同台竞价？

目前我国新能源参与电力市场的比例正在逐渐升高，在部分省区，新能源开始参与到电力现货交易中，与火电机组同台竞价。新能源参与现货后，电力市场设计开始面临新的挑战。

陕西电力交易中心副总经理白兴忠指出，一方面，由于新能源与火电成本差异较大，导致出清价格经常在最高限价和最低限价之间跳跃，价格信息模糊，难以引导市场主体的行为；另一方面，新能源和火电同台竞价，在一定程度上，拉低了市场出清价，造成火电成本的回收不充分，长期下去会造成火电企业经营困难。

欧洲电力市场则出现了相反的局面，燃气发电价格上涨带动新能源机组在市场上获得了远超自身成本的出清价格，一些国家不得不立法对新能源发电征收“暴利税”。如何调整规则设计以适应新能源参与电力市场正在成为全球电力市场共同面临的问题。

对于如何解决新能源与传统能源同台竞价的难题，与会专家提出了多种思路。华北电力大学刘敦楠教授建议，在电能量市场开展能量块交易，如1小时乘以1兆瓦为一个能量块，基于带时标能量块的电力市场设计语言，体现不同类型电源平均成本，然后进行以能量块标准化合约为标的的融合交易，在中长期市场开展D-3日（运行日三天前）电量24时段连续开市交易，形成贴近实际执行的分时段曲线。

白兴忠则提出，相对分时竞价体系，分段竞价体系可以对市场结构设计带来新的启迪。在按分段竞价思想设计的市场中，可以根据需要把市场竞价空间分为若干段，每个段既相对独立，又有机联系，如将市场竞价空间分为基荷段、腰荷段、峰荷段，腰荷段又可细化为新能源段、调剂性资源段、支撑性资源段等；市场的各个段可以分别竞价、分别出清，整个市场的分时电价，就是该时段各个段出清价格的加权平均值之和。

绿电消费积极性有待释放

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确：到2030年，新能源将全面参与市场交易。

北京电力交易中心副总经理庞博认为，目前新能源市场化路径尚不清晰。各地采取了不同的方式引导新能源入市，促进新能源的消纳。新能源既可以参加绿电交易，又参与常规市场化交易，亟需加强多种交易品种间的衔接机制。

对于绿电交易，庞博认为用户侧绿色消费的积极性未能得到充分激发，以国网为例，经营区内新能源装机容量占比高达32.0%，新能源发电量占比达15.0%，绿电交易成交电量仅占市场化总交易电量的1.1%，仅占工商业售电量的0.3%。

他认为，绿电消费积极性未释放的原因包括：可再生能源消纳保障机制对市场主体的约束力弱；消纳责任权重设置较为宽松，大部分省无需将配额严格分配至市场主体，主要通过电网企业统一采购完成考核，消纳责任难以落实到绿电消费主体；绿色电力消费应用场景缺失；绿电绿证相关制度与可再生能源消纳保障机制、能耗“双控”、碳市场等政策缺乏互认、街接机制，导致绿色电力及绿证的应用场景不足，影响企业购买积极性。建议通过政策制度落实用户侧消纳责任，不断完善新能源参与市场的交易组织方式、价格机制以及配套街接机制。

（本文根据论坛嘉宾演讲内容整理，部分内容未经本人审阅）