電力市場是促進資源優化配置、可再生能源消納和電力安全保供的重要手段。本報記者在日前舉行的“2024綠色轉型與高質量發展國際研討會”上獲悉，目前，我國電力市場建設取得階段性成效。在可再生能源快速發展背景下，市場機制在電力行業低碳轉型中的作用不斷凸顯。

 

電力市場建設取得階段性成效

 

目前，我國電力市場建設取得階段性成效，基本規則體系正在逐步完善，市場化電量逐步提升、綠電增長迅速，經營主體、交易模式和交易品種日益豐富。中國電力企業聯合會專家委員會副主任委員、華北電力大學新型能源系統與碳中和研究院院長王志軒介紹，分布式電源、儲能、虛擬電廠等新型經營主體逐步納入市場，初步形成了“中長期+現貨+輔助服務+容量補償”的交易結構。

 

以山東省為例，山東省是中國用電和新能源大省，電力市場在促進風光消納和保供方面發揮了較好作用，目前已涵蓋中長期交易、現貨交易、零售、輔助服務、容量電價及綠證交易等多個方面，可以為其他省份提供借鑒與參考。山東省科學技術協會常委、山東省電力行業協會執行會長徐震介紹，比如在容量電價方面，設計了包括煤電、新型儲能等在內的多元化容量補償機制，發揮了較好的保供支撐作用。在零售市場方面，設計多樣化的零售套餐，一定程度上激發了零售市場活力。在市場監管方面，山東是第一個由電網成立專門統一結算部門的省份，并搭建了完整的市場監管系統，對注冊、報價、交易等實施全過程監管，確保了市場的規范性。

 

王志軒認為，面向“到2025年全國統一電力市場初步建成，到2030年全國電力市場體系基本建成”的總體任務，需要從物理特征、經濟社會、政府治理三個體系來把握我國電力市場建設，包括適應新型電力系統的物理特征、充分考慮對經濟社會穩定的影響，以及我國體制對市場機制價值導向的影響。

 

對于全國和省（區、市）/區域兩級電力市場體系，需要加強不同層次市場的相互耦合、有序銜接，并推動探索組建電力交易中心聯營體，建立完善的協同運行機制。

 

在王志軒看來，下一步電力市場建設需要關注四方面問題：一是電力市場的頂層政策要圍繞新型電力系統的構建和目標實現來設計，重視上下位制度、不同部門、中央與地方、經營主體之間等多重關系的協同；二是電力規劃機制與市場機制的協調，要區分彈性和剛性不同需求；三是正確認識新型電力系統下的系統成本，妥善處理電力價格的交叉補貼和向終端用戶的傳導機制；四是綠電、綠證與其他低碳政策產品在頂層設計及國際互認等方面的問題。

 

利用市場體現受端價值

 

“雙碳”目標下，我國電力行業順應綠色低碳發展趨勢，大力發展可負擔的清潔能源，加快構建新型電力系統。目前，我國已成為全球可再生能源快速增長的主要貢獻者，電力低碳轉型取得顯著成效。與會專家表示，不能忽視的是在轉型過程中還存在一些問題亟待解決。

 

針對新能源入市問題，清華大學電機系長聘教授、清華四川能源互聯網研究院常務副院長魯宗相表示，我國新能源是先大規模發展量，再引入市場方式進行激勵，需要重點解決兩個問題：一是如何使新能源的市場需求真正能夠成長起來，讓綠電和綠證在用戶端貫通，在發電端以外產生全環節的效益；二是如何通過市場的手段對新能源低邊際成本和高系統成本的差異進行很好的平衡，通過構建輔助服務市場把這種高系統成本有效分解和平衡下去。

 

談及電力跨省跨區輸送這一問題，魯宗相認為：“利用市場把受端價值體現出來是實現跨區域資源優化配置的重要手段。”這就需要讓跨省電力交易的市場機制和價格信號能夠隨著受端需求的變化而動，在市場時序上應該是跨省消納市場出清優于省內出清，并將電力電量市場、中長期實時交易市場和輔助服務市場等不同類型的市場有機結合，實現不同層級市場和不同區域市場的信息互通。

 

對此，徐震也表示：“跨省跨區電力市場建設涉及多省份多區域，還需要國家層面進行頂層設計和統籌協調。”

 

新型能源體系建設完全依賴于分布式能源未來能不能得到很好的發展。“當前分布式能源企業面臨很多困難，尤其是光伏發電在成本非常低的情況下，仍然面臨投資收益差、消納得不到解決的問題。”中國能源研究會分布式能源專業委員會主任段潔儀表示，以山東為代表的各省市在光伏發電的高峰時段調整為谷價，在很大程度上也限制了綠電的交易。

 

近期，國家能源局推動規范分布式能源建設對分布式能源提出更高要求，同時也有利于推動出臺分布式能源參與綠色電力交易的保障政策。在段潔儀看來，市場建立和機制、價格明確后，實際上會促進分布式能源的發展，以及電力體系和電力體制機制的轉變。

 

居民用電與光伏發電之間存在時間空間錯配

 

近年來，新型儲能發展迅速，預計到今年底，新型儲能的總裝機有望超過抽水蓄能。“新型儲能與分布式光伏相結合，可提高電網的接入能力。”中關村儲能產業技術聯盟高級研究經理張興表示，不過當前居民用電與光伏發電之間存在時間和空間的錯配，電網設施面臨利用率低，電壓、潮流越限等方面的挑戰。

 

據了解，商業模式上，我國與國外在用戶側方面存在一定差異。國內用戶側新型儲能主要集中在工商業用戶，在當前分時電價政策下，部分省份可做到“兩充兩放”，獲取價差收益；通過需量管理降低用戶月最大負荷，節省需量電費。在國外，用戶側儲能則以居民側儲能為主，通過和屋頂光伏配套使用，實現光伏發電替代部分電網購電，降低高額電價費用支出。分布式光伏基本平價上網，這就導致國內居民電價水平相對較低，配儲意愿不強，戶用儲能尚未形成有效的盈利模式。

 

張興坦言：“目前，需求側資源（包括分布式儲能）并沒有很好地參與市場。”一方面是受技術限制，包括采集終端、通信和監控系統的開發和維護工作量大，需求側資源業主方無相應的人員、技術、資金單獨去完成；另一方面是經濟性還不足，盡管需求側資源初始投資成本較低，但運行成本相對較高，尤其是對于江浙滬的部分工商業用電來說，參與需求側響應帶來的生產損失可能遠遠超過電價成本，導致在調用次序上需求側資源排位也在傳統資源之后，在聚合商參與市場方面也仍然面臨商業模式和政策機制的制約。