深度文章 | 中国电力市场建设路径及市场运行关键问题

2.5 健全辅助服务市场机制 

随着新能源装机的迅猛增长，电网运行方式 与潮流的不确定性显著增强，对于调峰、调频、 备用等辅助服务的需求日益增大。考虑到促进新 能源消纳、提升电力系统调节能力等需要，在 推进电能量市场建设的同时，需加快建设辅助服 务市场，近期以省内为主、省间辅助服务市场为 补充开展，并实现辅助服务市场与现货电能量市 场的协调运作。 

（1）丰富省内辅助服务交易品种，建立调频、 备用市场，适时引入爬坡类产品、系统惯性服 务、无功支撑服务等交易品种，满足系统中对于 具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求， 并通过市场化定价方式对此类机组进行经济补 偿，进一步促进新能源消纳。 

（2）构建调峰、备用省间辅助服务市场，解 决省内调节能力不足时省间调峰、备用互济等问 题，缓解电网运行备用容量短缺，提高电网整体 运行效益，进一步提升新能源消纳水平。 

（3）按照“谁受益，谁承担”原则，建立用 户与发电共同承担辅助服务成本的机制，促进市 场主体公平竞争。 

（4）初期做好现货电能量市场与辅助服务市 场的协调运作。随着现货市场建设的推进，逐步 推动调峰与电能量市场的融合，利用实时市场价 格信号引导火电机组参与深度调峰，不断优化市 场运行效益。同时，推动调频、备用等辅助服务 与现货电能量市场联合优化出清，进一步实现系 统整体效率最优。 

2.6 常规火电容量成本回收机制 

随着新能源的高比例接入，火电机组在电力 系统中的作用由提供电量逐渐转变为提供电力。 同时，由于新能源发电占比的不断提高，火电机 组利用率下降、收益减少，面临较大的经营压力。为适应能源转型背景下电源结构的变化、保 障火电的可持续发展，需要逐步构建容量成本回 收机制，用于激励常规火电投资建设、引导火电 企业灵活性改造，保障系统发电容量充裕度、调 节能力和运行安全，促进新能源消纳。 

（1）在市场过渡期建立容量补偿机制。根据 发电成本、用电需求、系统可靠性要求等因素， 确定容量电价。发电企业按其装机容量或可用容 量获得收入。容量成本纳入市场运营公共服务成 本，分摊至用户侧。 

（2）逐步建立容量市场机制。容量市场可采 用容量拍卖机制或战略备用招标等机制，按照多 年、年度、月度等开展交易，由市场运营机构购 买并将成本分摊至用户侧。 

（3）在电价风险承受力较强的地区，可探索 建立稀缺定价机制。在电能市场中，通过设置较 高的价格上限，使机组在系统备用短缺时获得稀 缺电价补偿，激励机组满足尖峰期用电需求。为 避免过度激励，稀缺定价的上限设置应考虑是否 同时采用其他的容量激励措施，对于已建立容量 市场的地区稀缺价格不宜过高。 

2.7 进一步理顺价格形成机制 

价格是反映电力市场运行状态，评价市场竞 争效率和市场成熟程度的核心指标，也是市场成 员进行经营决策的基本依据。从 2019 年现货市 场结算试运行情况来看，受到市场初期计划与市 场并存、供大于求、现货报价仅考虑边际成本、 竞价策略等因素影响，国家电网公司经营区内 6 个试点省份现货价格普遍低于中长期价格，价 格信号存在一定程度的扭曲。为进一步理顺价格 形成机制，提出建议如下。 

（1）加快推进包含中长期、现货、辅助服务 等在内的全形态电力市场建设，完善价格形成机 制。充分发挥中长期交易“压舱石”的作用；通 过现货市场进行灵活调整，反映电能量的分时价 值；通过辅助服务市场充分体现调节资源在电 力系统中的价值。 

（2）加强市场力监测和监管，强化市场信用 体系建设和信息披露。通过三寡头测试、行为测试、 影响测试等，规范市场成员行为，加强对发电和 售电等各类市场主体交易秩序、市场力监管，建 立健全市场主体信用评价体系，确保电力市场信 息披露的真实性、及时性、准确性、完整性，保 证电力市场传递正确的价格信号。 

（3）合理确定市场限价。市场限价应综合 考虑燃料价格、地区经济发展水平、历史电价水 平、发电新增装机预测、负荷增长预测、社会稳 定性保障及其他政治经济因素等，经科学测算后 合理确定。市场限价应体现发电侧投资激励、市 场的电能价值和市场运行风险防范，并根据外部 环境和条件变化动态调整。 

3 结语 

基于对中国市场建设基础条件变化的分析， 设计了中国电力市场建设发展的演化路径，提出 近期宜以省间、省内市场“统一市场、两级运 作”起步、中远期逐步推动省间、省内市场“统 一申报、联合出清”“统一申报、统一出清”， 向全国统一电力市场过渡。在此基础上，围绕近 期电力市场建设与协调运行的七大关键问题进行 研究，提出了近期可按照“固化优购、匹配优 发”的方式实现计划与市场衔接；加强省间、省 内市场统筹，省间交易结果作为省内市场的边界 条件；合理选择中长期合同在现货市场中的交割 方式，推进带结算曲线的中长期电力交易；合理 确定新能源保障收购利用小时，超出部分进入市 场，建立适应新能源出力特性的市场化机制；辅 助服务以省内为主开展，省间辅助服务市场为补 充，逐步推动调峰与电能量市场的融合；在市场 过渡期建立容量补偿机制、逐步建立容量市场机 制，保障发电容量充裕度；加快构建反映各类电 力商品价值的完整价格信号，加强市场力监测监 管等具体机制建议。 未来随着现货市场试点的深化开展，可进一 步围绕电力市场监管机制和风险管控、市场主体 行为分析与竞争策略、适应大范围电力市场运作 的输配电价和阻塞管理等方面开展更为深入的研 究，形成更具实用性和可操作性的研究成果。