市场机制是助力电力低碳转型的重要抓手 新型经营主体逐步纳入电力市场

电力市场是促进资源优化配置、可再生能源消纳和电力安全保供的重要手段。本报记者在日前举行的“2024绿色转型与高质量发展国际研讨会”上获悉，目前，我国电力市场建设取得阶段性成效。在可再生能源快速发展背景下，市场机制在电力行业低碳转型中的作用不断凸显。

 

电力市场建设取得阶段性成效

 

目前，我国电力市场建设取得阶段性成效，基本规则体系正在逐步完善，市场化电量逐步提升、绿电增长迅速，经营主体、交易模式和交易品种日益丰富。中国电力企业联合会专家委员会副主任委员、华北电力大学新型能源系统与碳中和研究院院长王志轩介绍，分布式电源、储能、虚拟电厂等新型经营主体逐步纳入市场，初步形成了“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”的交易结构。

 

以山东省为例，山东省是中国用电和新能源大省，电力市场在促进风光消纳和保供方面发挥了较好作用，目前已涵盖中长期交易、现货交易、零售、辅助服务、容量电价及绿证交易等多个方面，可以为其他省份提供借鉴与参考。山东省科学技术协会常委、山东省电力行业协会执行会长徐震介绍，比如在容量电价方面，设计了包括煤电、新型储能等在内的多元化容量补偿机制，发挥了较好的保供支撑作用。在零售市场方面，设计多样化的零售套餐，一定程度上激发了零售市场活力。在市场监管方面，山东是第一个由电网成立专门统一结算部门的省份，并搭建了完整的市场监管系统，对注册、报价、交易等实施全过程监管，确保了市场的规范性。

 

王志轩认为，面向“到2025年全国统一电力市场初步建成，到2030年全国电力市场体系基本建成”的总体任务，需要从物理特征、经济社会、政府治理三个体系来把握我国电力市场建设，包括适应新型电力系统的物理特征、充分考虑对经济社会稳定的影响，以及我国体制对市场机制价值导向的影响。

 

对于全国和省（区、市）/区域两级电力市场体系，需要加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接，并推动探索组建电力交易中心联营体，建立完善的协同运行机制。

 

在王志轩看来，下一步电力市场建设需要关注四方面问题：一是电力市场的顶层政策要围绕新型电力系统的构建和目标实现来设计，重视上下位制度、不同部门、中央与地方、经营主体之间等多重关系的协同；二是电力规划机制与市场机制的协调，要区分弹性和刚性不同需求；三是正确认识新型电力系统下的系统成本，妥善处理电力价格的交叉补贴和向终端用户的传导机制；四是绿电、绿证与其他低碳政策产品在顶层设计及国际互认等方面的问题。

 

利用市场体现受端价值

 

“双碳”目标下，我国电力行业顺应绿色低碳发展趋势，大力发展可负担的清洁能源，加快构建新型电力系统。目前，我国已成为全球可再生能源快速增长的主要贡献者，电力低碳转型取得显著成效。与会专家表示，不能忽视的是在转型过程中还存在一些问题亟待解决。

 

针对新能源入市问题，清华大学电机系长聘教授、清华四川能源互联网研究院常务副院长鲁宗相表示，我国新能源是先大规模发展量，再引入市场方式进行激励，需要重点解决两个问题：一是如何使新能源的市场需求真正能够成长起来，让绿电和绿证在用户端贯通，在发电端以外产生全环节的效益；二是如何通过市场的手段对新能源低边际成本和高系统成本的差异进行很好的平衡，通过构建辅助服务市场把这种高系统成本有效分解和平衡下去。

 

谈及电力跨省跨区输送这一问题，鲁宗相认为：“利用市场把受端价值体现出来是实现跨区域资源优化配置的重要手段。”这就需要让跨省电力交易的市场机制和价格信号能够随着受端需求的变化而动，在市场时序上应该是跨省消纳市场出清优于省内出清，并将电力电量市场、中长期实时交易市场和辅助服务市场等不同类型的市场有机结合，实现不同层级市场和不同区域市场的信息互通。

 

对此，徐震也表示：“跨省跨区电力市场建设涉及多省份多区域，还需要国家层面进行顶层设计和统筹协调。”

 

新型能源体系建设完全依赖于分布式能源未来能不能得到很好的发展。“当前分布式能源企业面临很多困难，尤其是光伏发电在成本非常低的情况下，仍然面临投资收益差、消纳得不到解决的问题。”中国能源研究会分布式能源专业委员会主任段洁仪表示，以山东为代表的各省市在光伏发电的高峰时段调整为谷价，在很大程度上也限制了绿电的交易。

 

近期，国家能源局推动规范分布式能源建设对分布式能源提出更高要求，同时也有利于推动出台分布式能源参与绿色电力交易的保障政策。在段洁仪看来，市场建立和机制、价格明确后，实际上会促进分布式能源的发展，以及电力体系和电力体制机制的转变。

 

居民用电与光伏发电之间存在时间空间错配

 

近年来，新型储能发展迅速，预计到今年底，新型储能的总装机有望超过抽水蓄能。“新型储能与分布式光伏相结合，可提高电网的接入能力。”中关村储能产业技术联盟高级研究经理张兴表示，不过当前居民用电与光伏发电之间存在时间和空间的错配，电网设施面临利用率低，电压、潮流越限等方面的挑战。

 

据了解，商业模式上，我国与国外在用户侧方面存在一定差异。国内用户侧新型储能主要集中在工商业用户，在当前分时电价政策下，部分省份可做到“两充两放”，获取价差收益；通过需量管理降低用户月最大负荷，节省需量电费。在国外，用户侧储能则以居民侧储能为主，通过和屋顶光伏配套使用，实现光伏发电替代部分电网购电，降低高额电价费用支出。分布式光伏基本平价上网，这就导致国内居民电价水平相对较低，配储意愿不强，户用储能尚未形成有效的盈利模式。

 

张兴坦言：“目前，需求侧资源（包括分布式储能）并没有很好地参与市场。”一方面是受技术限制，包括采集终端、通信和监控系统的开发和维护工作量大，需求侧资源业主方无相应的人员、技术、资金单独去完成；另一方面是经济性还不足，尽管需求侧资源初始投资成本较低，但运行成本相对较高，尤其是对于江浙沪的部分工商业用电来说，参与需求侧响应带来的生产损失可能远远超过电价成本，导致在调用次序上需求侧资源排位也在传统资源之后，在聚合商参与市场方面也仍然面临商业模式和政策机制的制约。