2024年5月，國家發展改革委發布《電力市場運行基本規則》（7月1日起實施，以下簡稱《規則》）。這標志著我國建設全國統一電力市場“1+N”基礎規則體系中的“1”已落地，為全國統一電力市場體系建設提供了基礎制度規則。后續，相關部門將在征求意見基礎上研究出臺《電力輔助服務市場基本規則》《電力市場準入注冊基本規則》《電力市場計量結算基本規則》等政策文件，為我國健全統一電力市場“1+N”基礎規則體系，推動形成高效規范、公平競爭、充分開放的全國統一大市場提供保障。
加快推動全國統一電力市場“1+N”基礎體系建設，需要從“完善電能量市場、推動容量市場建設、構建新型運營主體”等關鍵環節入手，加強政策研判和場景應用。
完善電能量市場建設 匹配電力負荷增長預期
目前我國電力市場（包括現貨和中長期市場）交易規?？焖僭鲩L，主體多元、競爭有序的電力交易格局已初步形成。從總體規?？?，截至2023年年底，全國電力市場交易電量約5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比例為61.4%，比上年提高0.6個百分點，市場在資源配置中的決定性作用越發凸顯。
在地方電力市場建設方面，自2017年國家啟動首批電力現貨市場試點以來，目前首批8個試點地區中，山西、廣東、山東已轉入正式運行，其余省份進入長周期連續運行階段；第二批6個電力現貨試點地區中，上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北已全部啟動模擬試運行。
我國電力市場運行過程尚存三方面挑戰需引起各方關注。
一是送端惜售削弱主體參與市場交易意愿。部分送出端省份為落實國家關于可再生能源和非水電消納責任權重目標（2024年各地可再生能源電力消納責任權重總量預期目標為20.5%～70%，其中非水電責任權重為7.7%～25.2%），同時考慮到可再生能源出力不穩且中長期預測有所偏差，為優先保障其省內電力長期平衡充裕度，即便在電力現貨市場出現短期缺額的情況下也不愿在市場提前掛牌或參與集中交易出清。
二是政策約束使市場參與資源平衡能力減弱。市場化交易主體為執行西電東送和跨省跨區輸電通道可再生能源電量占比、特高壓直流送電合同約束（規劃方向、配套電源出力限制）等要求，即便在輸電通道利用率充分滿足和沿途落點有市場需求等條件下，市場運營機構也無法有效參與調節和平衡資源。
三是現貨市場負電價或降低企業增資動力。受節日用電負荷波動、可再生能源發電機組短時出力增加、常規火電機組調節能力不足等綜合因素影響，我國部分省份電力市場現貨交易中心曾出現負電價現象，這將增加市場主體交易風險，減弱新能源發電企業投資意愿和擴產動力。
建議從以下三方面出臺應對措施。
一是推動現貨與中長期市場銜接，以促進資源靈活配置。鼓勵送出端省份在準確預測可再生能源機組出力和負荷增長水平的基礎上，構建完善現貨市場和中長期市場高效銜接機制（推動中長期交易向更短周期、更小時段轉變，以實現現貨和中長期市場之間“平滑過渡”），積極采用“優化合約交易曲線、擴大發電權交易規?！钡确绞?，以實現消納責任權重目標，提升清潔資源靈活性配置能力。
二是適時放寬剛性約束，提升市場“無形手”配置能力。加強?。▍^）間統籌協調，逐步放寬政策剛性約束；積極利用市場化手段推進直流輸電配套電源參與網內調節、擴大市場化消納范圍。通過多交易品種、多交易周期方式，在年度市場、月度市場優先落實相關直流配套電源送電協議，靈活組織其他外送交易，填補相關直流剩余輸電空間，用好用足相關直流通道輸電能力。
三是構建全形態電力市場，以價格信號平衡電力供需。針對現貨價格波動性風險，應積極研究并逐步建立能夠提供遠期套期保值和平衡風險的期貨市場，以穩定市場預期，夯實企業投資者信心。推動建立健全覆蓋中長期、現貨、輔助服務、容量、需求側響應等全形態的電力市場，形成反映不同類型電源價值的完整價格體系，以逐步減少市場不平衡性導致的價格異常偏差。
推動容量市場建設 構建成本回收機制
《規則》首次將容量交易囊括進電力交易范疇，并將逐步推動建立市場化的容量成本回收等機制，以引導經營主體合理投資，保障電力系統長期容量充裕。
目前，我國容量市場建設仍處于起步階段，相比之下，英美等西方國家容量市場建設已超十年，具有較為成熟的經驗，其對國內市場建設具有多方面借鑒意義。
從綜合政策看，今年3月，英國啟動電力市場審查第二輪磋商，提出通過優化容量市場拍賣方式補貼備用發電機組（天然氣發電、氫能發電、抽水蓄能、核電、電池儲能、光伏發電、陸上風電等），同時引入多種出清價格機制（已獲得可再生能源補貼或差價合約發電項目不參與容量市場拍賣）。
在交易機制方面，目前英國容量市場的結構設計包含容量定額、資格及拍賣、交易、交付、支付五個階段。其中，拍賣主要采用T-1方式（容量交付期為次年，合同期限一般為1年）和T-4方式（容量交付期為第四年，合同期限可長達15年）采購備用容量，以確保英國電網在面臨供電壓力時具有足夠的容量進行調度。
在市場出清方面，2024年2月，英國T-1容量市場經八輪拍賣，以35.79英鎊/千瓦/年的價格成交，成交總容量為763.9萬千瓦（有效拍賣容量占總目標容量945.7萬千瓦的80.78%），而T-4容量市場經兩輪拍賣，以65英鎊/千瓦/年的“歷史最高”清算價格成交，較去年高出2英鎊/千瓦/年，成交總容量約4280萬千瓦（有效拍賣容量占總目標容量4400萬千瓦的97%）。
上述經驗對國內容量市場建設具有兩方面借鑒意義。
一是應建立新型儲能容量成本回收和市場拍賣機制，增強資源調節充裕性。目前我國已經初步建立起覆蓋抽蓄和煤電容量的價格補償機制，但由于容量市場尚處于制度設計階段，市場體系尚不完善，在新型儲能等市場主體參與電能量市場和輔助服務市場交易基礎上，還需配合容量成本回收機制。建議研究出臺包含新型儲能等具有可靠性價值的普適性容量機制，推動容量補償機制與地方電力規劃和市場機制相協同，適時推出具備充裕容量和有力競爭的容量市場拍賣機制，以增強市場流動性，提升容量市場效率。
二是需將容量市場作為促進能源產業清潔轉型和擴產增效的有力抓手。通過市場化手段和機制確定合理的補償標準和補償方式，激勵新能源發電企業增加有效容量供給，提高新增發電容量的可靠性、多樣性和競爭性。例如，2024年英國T-1容量市場出清結果與去年相比，在推動能源轉型和技術進步方面發揮了積極引導作用。其中，可再生能源、低碳技術、需求側響應（DSR）中標項目同比分別增加117%、99%、42.4%，而化石燃料中標項目同比下降3.8%。
激發市場經營主體活力 需擴大裝機規模
《規則》強調，經營主體包括參與電力市場交易的發電企業、售電企業、電力用戶和新型經營主體（含儲能企業、虛擬電廠、負荷聚合商等），較前版規則有了更加具體和明晰的定義，其將對引導新型市場經營主體加大投資、推動公平公正參與市場化交易發揮重要作用。
從整體看，現階段新型經營主體在市場化發展道路上面臨三方面挑戰。
一是裝機規模有待擴大。目前，我國新型經營主體的裝機規模相較傳統電源和新能源發電裝機規模仍然偏小。根據筆者對各省份現有項目及規劃統計，截至2024年6月，國內虛擬電廠累計裝機容量逾2290萬千瓦，預計到2025、2030年國內虛擬電廠裝機容量或分別達到3900萬、5500萬千瓦；在儲能方面，我國現有新型儲能投運裝機容量約3500萬千瓦，其中2～4小時的儲能項目裝機占比74.6%（平均儲能時長2.2小時）。
二是市場交易規模和調節能力仍需提升。目前，國內新型經營主體參與市場化交易水平和能力尚未充分釋放。其中，虛擬電廠參與現貨市場交易及輔助服務市場時，其所聚合的資源類型（分布式電源、儲能設施、可調用電負荷等）主要以“電源型”“負荷型”為主，而“混合型”參與市場交易的份額相對較少。此外，虛擬電廠規?；{節能力尚未充分發揮，根據國家能源局山東監管辦公室6月發布數據,山東首批8家虛擬電廠日前在電力交易中心完成注冊，其裝機容量為61.7萬千瓦，而最大調節能力僅16萬千瓦。
三是市場銜接機制和盈利模式需配套健全。國家層面尚未明確新型經營主體參與電能量、現貨、輔助服務市場的交易、結算、調度運行銜接等相關機制，虛擬電廠經營主體獲利方式仍以需求側響應、調峰調頻為主要模式。而儲能電站主要通過現貨價差套利、容量補償、輔助服務盈利。
建議采取以下三方面應對措施。
一是逐步放寬市場準入限制。進一步放寬新型經營主體市場準入限制，使不同主體在參與市場競爭方面具有公平和對等權責，逐步擴大新型市場化經營主體裝機規模和市場化交易體量。
二是增強市場主體活力和系統調節能力。理順新型經營主體參與電力市場交易規則和配套細則，充分激發參與活力，引導相關主體通過參與協商、摘牌和集中競價等方式合理確定曲線和價格，以增強頂峰調節能力，保障電網系統平穩運行。
三是建立健全市場激勵機制。探索構建能源聚合服務激勵機制，以價格機制充分激發新型經營主體市場化交易熱情，依據響應的特性、時長、速度、性能以及容量規模等指標，分類提供差異化激勵補償（根據經營主體的可用容量獲取相應容量補償收益），營造良性生態圈。
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