《风能》专栏 | 从时间颗粒度审视电力市场体系建设方向

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• 以电力平衡的时间尺度划分细化电力市场体系，明晰功能、厘清价值、建立规则、确定价格，显得比以往更加迫切。

• 我国电力市场尚存在交易时间颗粒度“短不够短、长不够长”的局限，当务之急是充分向更短和更长两侧延伸。

文：高硕 | 落基山研究所部门总监

2022年1月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，下称《指导意见》），成为继2002年的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）和2015年的《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）之后，又一具有里程碑意义的电力市场建设指导文件。在当前“双碳目标”与“电力保供”的双重背景下，《指导意见》提出构建适应新型电力系统的市场机制，明确了利用好市场机制支持构建新型电力系统、协调电力“安全、经济、绿色”发展的基调。

构建新型电力系统：电力市场建设的新驱动

回顾过去两轮电力体制改革（下称“电改”），提高效率、降低成本是政府推进电力市场建设的主要推手和核心目标：2002年电力体制改革的总体目标中提出要打破垄断、引入竞争、提高效率、降低成本；2015年电力体制改革的总体思路中提出要“努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务”。前次改革支撑了我国经济和用电量的持续高速增长，后次改革为我国经济转向“新常态”提供了有力支撑。应当说，两次电改都反映了当时国民经济运行与电力行业发展的整体方向与思路，电力市场建设同样立足于现实问题与具体挑战。

在第二轮电改七年之际，电力市场建设的再出发体现了在既有挑战之上对新发展形势的思考与响应：支撑“碳达峰”“碳中和”目标，支持构建新型电力系统成为电力市场建设的新驱动。一方面，既往已经多次发生的煤-电价格矛盾，在2021年下半年的电力供给紧张时再次集中凸显，重新梳理电价机制以确保经济社会稳定运行变得迫在眉睫；另一方面，落实双碳目标对电力行业发展提出了更严格的要求，构建新型电力系统、推进新能源发展需要推出配套的电价机制保驾护航。本次《指导意见》中提出的推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统和推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，突出体现了从当前到2030年的电力市场建设与过去两轮电改的不同之处：在提高效率、降低成本的基础目标之上，电力市场的设计与运行还应为电力行业低碳转型和构建新型电力系统赋能。

建立适应于新型电力系统的电力市场体系

电力由于其特殊的物理特点，需实现生产与消费的实时平衡，且在任意给定的时间段内满足电量的供求平衡。在过去以火电机组为绝对主力的电力系统中，由于绝大多数机组具有相似的发电和提供系统支持性服务的能力，因此，支持性服务并未被系统化分类定价，而是体现为机组间的“无偿互助”。在这一体系下，仅依据发电量进行电费结算不会导致明显的不公平现象。

然而，新能源机组的加入冲击了这一既有定价基础。风电、光伏发电机组无论是在短时间尺度下的调频、备用、负荷跟踪能力，还是在长时间尺度下提供系统充裕度的能力，都与火电机组等具有明显差异，因此，以电力平衡的时间尺度划分细化电力市场体系，明晰功能、厘清价值、建立规则、确定价格，在构建新型电力系统的背景下显得比以往更加迫切。

按时间颗粒度由小及大，电力市场设计宜至少涵盖四个时间尺度下的市场与平衡。

第一，亚小时尺度。亚小时尺度主要体现实时运行的平衡需求，包括常规与事故条件下的有功与无功平衡，在保证电量供给的同时确保电网频率与电压的稳定。目前，这一尺度下较为成熟的市场实践包括调频、备用等辅助服务市场，以及现货市场中的实时市场，它们的功能是确保实时运行的可靠性和灵活性。

第二，小时至日尺度。小时至日尺度主要体现运行计划尺度的平衡需求，也是实现经济调度、提高运行效率的主要时间单元。电力市场体系下的现货市场（尤其是日前市场）对应了这一部分的平衡需求，其功能主要是确保日前与日内运行计划的经济性。

第三，多日至年尺度。多日至年尺度本质是现有装机范围内的电力期货，满足时段内电量平衡需求。由于电源和电网投资与建设不可一蹴而就，因此，这一尺度下的电力需求往往只能依托于既有装机的发电能力来满足。这一尺度的电力市场担负着实现季节性平衡、对冲短时市场价格波动的功能。

第四，多年尺度。多年尺度一方面是投资尺度下的电力期货，满足电量平衡需求，另一方面也为远期的实时负荷平衡提供基础保证。长达20年的企业购电协议以及支持系统充裕性需求的容量市场，都贡献于这一尺度平衡需求。

当前电力市场进程与新型电力系统需求的差距

自2015年以来，我国电力市场化进程加快，市场规模不断扩大。中国电力企业联合会的数据显示，2021年，全国各电力交易中心累计完成市场交易电量约3.78万亿千瓦时，占全社会用电量的45.5%。目前，我国已经基本建立了以省级电网为主要边界的省内电力市场，以及依托于北京和广州两个电力交易中心的省间交易模式。

现阶段，我国电力市场交易的主要方式是电力中长期交易，特别是年度交易和月度交易。数据显示，2021年，全国中长期电力直接交易量为3.04万亿千瓦时，在全部市场交易电量中的占比超过八成。电力现货交易试点正加速建设，2021年，省级电力现货交易在第一批8个试点的基础上又增加第二批共6个试点，国网经营区内的省间现货交易从仅覆盖跨区域省间富余可再生电力，转向对各类省间电力交易的全覆盖。此外，各省和区域辅助服务市场针对部分辅助服务组织了市场化实践，首批绿色电力交易试点也部分尝试了跨年度电力交易。

但是，对比现有市场实践与新型电力系统下多时间尺度电力平衡需求，我国电力市场尚存在交易时间颗粒度“短不够短、长不够长”的局限：一方面，现货电力交易尚不具有为中长期交易提供有力价格依据的能力，辅助服务市场尚不足以覆盖诸多实时系统运行需求；另一方面，投资成本高、运行成本低的新能源机组仍没有系统化的多年市场引导投资，提供长期系统充裕性的“保供”电源亦尚未获得相应价格机制确保合理收益。当务之急，是在交易的时间维度上充分向更短和更长两侧延伸，满足新型电力系统的建设需要。

新型电力系统视角下电力市场组成的四个优先考量

面对新型电力系统体系下不同时间颗粒度的平衡需求，电力市场发展宜优先考虑以下四个市场组成部分，以更好地支持新型电力系统的建设。

一是突破当前以年为上限的中长期电力交易惯例，建立多年电力交易范式。交易中心可为市场化新能源开发者和持有者提供有保障的多年电力合约（如10~20年），以“装机目标+集中竞价”等市场化方式确定交易价格，达到兼顾新能源投资经济性和稳定性的目的。同时，鼓励用户与新能源电源签订绿色电力多年直接交易合约，充分利用用户的绿色意愿促进新能源更好、更快发展。

二是建立维持长期系统充裕性、反映容量价值的价格机制。2021年，电力系统“保供”问题已经在许多省份凸显。面对新能源电源出力能力的不确定性、更高的电力需求峰值和更显著的峰谷差，煤电、气电等可调度电源提供的保障系统充裕性的能力，应被相应的价格机制合理体现出来。考虑到电力市场成熟度、电价波动幅度接受度等因素，由初期采用政府定价的容量价格机制，逐步转向容量市场，是比稀缺价格信号更符合国情的选择。

三是尽快推广和完善现货电力交易，尤其是省间现货交易。风、光资源与负荷中心的逆分布，使得省间电力输送与交易将随时间的推移扮演着越来越重要的作用。风、光电源出力的波动性特点使现货交易更具功能价值。省间电力现货交易是兼顾了大地理尺度和细时间颗粒度，确保新型电力系统下新能源大范围优化利用的关键支撑。针对现货市场中的省间交易壁垒和价格死区问题，欧洲日前和日内电力耦合市场以及北美西部能源平衡市场（EIM）采用的无预设输电费用出清机制，可以为我国省间电力现货市场建设提供新思路。

四是厘清辅助服务需求，建立相应的市场与价格机制。不同于欧美较高比例燃气发电的特点，我国火电装机以煤电为主，因而其提供调频、备用等各类辅助服务的能力也与欧美电力系统有差异，需因地制宜地设计辅助服务交易品种，充分考虑既有机组进行灵活性改造需求和辅助服务市场与价格对相应投资的引导作用，满足新型电力系统对系统安全性与灵活性的实际需要。CWEA

来源：《风能》杂志  文/高硕 

可再生能源时代的电力市场与数字化专题

来源 |《风能》杂志

作者 |《风能》杂志特约评论员 张树伟

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