为应对全球气候变化，实现净零碳排放已逐步成为世界各国普遍共识。据统计，全球已有超过130个国家提出“零碳”或“碳中和”目标，气候问题已作为重要议题进入全球治理视野,在各国共同努力下，《联合国气候变化框架公约》《京都议定书》《巴黎协定》等重要成果相继达成。

　　作者：陈政（南方电网公司战略级技术专家、南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长）

　　随着全球绿色转型浪潮推动新能源快速发展，电网安全运行等新风险新问题逐步凸显。比如2020年8月，美国加州发生大规模停电事故，逾80万人用电受到影响；自俄乌冲突爆发以来，欧洲各国能源电力价格持续飙升，欧洲能源危机持续发酵。这当中除极端气候、地缘政治冲突等偶发因素外，也凸显了现有电力市场机制设计的缺陷和不足。基于问题导向，面向新型电力系统建设需求，持续推进机制改革创新，建构适应绿色发展的新型电力市场体系是当务之急。

　　新能源与化石能源发电成本特性差异巨大，多类型电源共同参与市场，如何有效定价是难题。在以往常规市场设计中，往往采用集中竞价、边际定价方式，也即通常由边际机组报价形成市场统一出清价格。以欧洲电力市场为例，气电等边际机组经常成为市场价格决定者，相对低成本的水电、新能源发电等均按边际价格结算；地缘政治冲突引发国际天然气价格不断上涨，推动电力价格持续飙升，导致终端电价居高不下，全球能源危机持续蔓延。欧盟、英国等均试图通过新一轮市场改革破解能源危机局面，英国提出把可再生能源市场和化石能源市场进行拆分，以及改变定价模式为按报价支付等改革思路，欧盟早期采取了系列紧急干预措施，包括设置天然气进口价格上限、限制发电商超额收入、征收“暴利税”等举措，初步来看这些方案都没有很好地解决定价问题。

　　风电、光伏等新能源发电出力具有随机性、波动性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效用，需要依靠各类储能及其他常规电源等有机协同才能满足可靠供应要求。新形势下为解决系统容量供给安全问题，各国形成了各具特色的解决方案：一是稀缺定价机制，如美国得州、澳大利亚等，不单独设立容量补偿机制，发电商通过单一电能量市场中上限很高的稀缺价格来回收投资成本，然而稀缺电价机制将导致阶段性短缺问题，其投资激励效果也具不确定性；二是容量直接补偿机制，如智利、阿根廷等，该机制操作上相对简单便利，但如何合理界定补偿标准需要谨慎考虑；三是容量市场机制，如美国PJM、英国等。容量直接补偿机制和容量市场机制在一定程度上解决了电力系统容量可靠供应保障难题，但是仍未能很好兼容新能源有序发展和低碳绿色转型的新需求。

　　新能源大规模发展是推进碳达峰碳中和、构建新型电力系统的必然选择，但是新能源过快发展将推高供给成本，而发展过慢则无法按期达成碳减排目标，需要通过满足激励相容性的市场机制设计引导新能源实现有序发展。当前欧美等国家地区多采用差价合约、绿证市场、固定电价、溢价补贴等政策机制推动新能源发展。政府定价方式操作比较简单，但容易导致“欠激励”、“过激励”问题，造成新能源过快发展或不达预期，“配额制+绿证”模式能够通过市场“无形之手”达到激励相容效果，但市场设计相对复杂。

　　分布式发电等新型主体持续快速增长，并呈现数量众多、单体规模小等特点，单笔交易成本通常超过其交易电量价值，分布式发电直接进入批发市场不具备经济可行性。同时，若将海量分布式发电主体直接纳入批发市场，市场优化出清模型将面临“维数灾难”问题，在算法和技术实现层面也存在挑战。

　　面向未来发展，推动电力市场体系创新重构是一项复杂的系统工程。基于当前国内市场基础，以尽量低的改革成本，建立适应绿色发展的过渡电力市场机制，是当前市场建设的现实需要。

　　近期过渡电力市场机制设计应在保障市场机制相对简单、操作性强的基础上，满足多类型电源同台竞价需要，且同步兼顾安全经济绿色发展目标。考虑到当前国内处于以电能量市场为主、市场主体仍需逐步培养的阶段，近期宜尽量降低机制的市场环境要求，主要通过更好地发挥有为政府作用，以实施容量直接补偿、改革价格形成机制等，推动实现保供稳价和转型目标。

　　国内外电力市场建设实践都表明，对技术、成本特性差异大的多类型电源系统，采用边际定价的单一电能量市场存在严重适应性问题，需要针对不同成本特性类型的电源进行差异化处理。根据成本特性，目前常见电源可分为低变动成本电源和高变动成本电源。其中低变动成本电源包括水电、新能源、核电等电源，其主要成本构成为前期投资建设成本，后期运行变动成本很低或接近于零；高变动成本电源包括燃煤、燃气等电源，其前期投资建设成本占比相对较低，后期运行变动成本尤其燃料成本占比较高。

　　对于水电、新能源等平均成本差异大且变动成本低的电源，存量资源难以由电能量市场竞争发现价格，可通过政府授权合约机制分类确定其平均结算价格；同时辅以调峰激励机制，通过现货价格信号引导该类机组跟随负荷调整出力以获取价差红利，激发其调节能力，主动参与系统调节运行。对该类增量资源而言，可以通过资源开发权竞争拍卖等市场化方式，确定结算合约价格以及投建主体。

　　对于燃煤、燃气等高变动成本电源，可直接参与电能量市场获取收益，但在充分竞争市场中出清价格往往由短期边际成本，也就主要是边际机组的燃料成本决定，该类机组也面临前期固定投资回收难题，需要建立相应容量补偿机制。由于直接补电量会改变发电机组在市场中的竞价排序，高边际成本机组将可能替代较低边际成本机组发电，形成社会福利损失，因此仅对容量进行补偿更合理。考虑燃气机组和燃煤机组相比，其固定和变动成本构成同样存在差异，建议建立差异化容量直接补偿机制，也即基于可持续运营成本以及市场收入预期等评估来计算得出各类机组成本回收差额，并据此对各类机组进行差异化补偿。

　　2023年10月，经过反复讨论磋商，欧盟理事会正式通过了新的电力市场设计改革方案，明确提出将对新能源、水电、核电等实施差价合约方式定价，以削减低成本电源的超额利润，同时提出要鼓励和完善容量保障机制等，与前面提到的过渡期电力市场机制设计思路不谋而合。

　　从传统电力系统到新型电力系统，电源技术、成本特性都发生重大变化，系统优化目标也更趋多元，但市场机制设计的根本目标并未改变，仍然是引导实现最优化规划与最优化运行。现有电能量市场已较好解决了最优化运行问题，引入绿色、安全等多元目标的最优化规划需要机制创新，从最小化改革成本考虑，改革现有中长期电源规划引导机制，即改革容量市场是更优选择。

　　基于以上思路，借鉴美国PJM、英国等应用容量市场的制度设计经验，在现有容量市场机制框架下引入结构调控理念，就可以同时满足安全、绿色两个目标调控需要，由此，兼顾AG九游会安全、经济、绿色目标调控需要的新型电力市场方案呼之欲出。通过建立包含真人官网 九游会AG全时段电力供需特性信息的新型容量市场优化出清模型，并创新引入资源结构等出清约束指标，以系统总成本最小化为目标进行市场出清，即能得到满足安全、绿色目标约束的经济最优容量出清方案。在此基础上，现有电能量市场和辅助服务市场等几乎无需调整，适应新能源大规模发展的新型电力市场体系也将基本成型。

　　新型电力市场机制环境下的市场出清仿真计算结果表明，在初期新能源不具备价格竞争优势情况下，通过引入电源结构约束可以保证新能源以最小规模出清，确保能源绿色转型稳妥推进；随着新能源技术经济性逐步提高，当相对于传统能源具备绝对竞争优势时，新能源能够获得远超约束的出清规模，在未来场景中具有良好的适应性。

　　目前国内主要根据《区域电网输电价格定价办法》《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》核定跨省跨区输电价格。区域电网跨省跨区输电价格执行两部制电价，跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价。基于微观经济学的社会福利分析，单一电量制价格在跨省区交易中将形成类似关税的“价格壁垒”效应，导致交易双方产生社会福利损失，难以满足新能源大规模发展背景下的大范围资源优化配置需求。

　　另外，在计划模式下的输配电价监管中，新增输变电工程核准评估主要依据投建主体自主报送材料，存在信息不对称问题，需要执行激励型价格规制政策以提高监管效率，如通过单一电量制价格迫使电网主动提高输电工程利用率等。随着电力市场建设逐步完善，市场竞争已能够提供真实、透明的价格信号，信息不对称问题得到解决，新增工程核准评估可以直接依据市场价格信息进行科学客观决策，不再需要依赖可能带来社会福利损失的激励型价格规制政策。

　　从尽量减少社会福利损失的角度考虑，在区域电力现货市场形成前，过渡阶段跨省区输电价格宜执行两部制定价；随着区域电力现货市场建设形成，未来跨省区输电价格宜逐步向一体化定价发展，即将跨省区输电工程准许收入独立核算，按一定规则分摊至各省电网，与省内电网准许收入合并后，再通过省级输配电价统一进行回收。一体化定价模式实施便利，能够较好兼容现有电网运营管理体制机制，也不会增加额外改革成本。此外，随着电力市场化改革深入，宜同步调整新增输变电工程核准、输配电价核定等配套机制，也具备条件形成更为科学的相关监管机制。

　　随着分布式发电蓬勃发展，以中小用户为代表的产消者大量涌现，催生了大量分散化、小规模的电力交易需求，将该部分交易直接纳入集中批发市场，将超出批发市场出清优化维数限制，不具备技术可行性，同时单笔交易成本也将远超交易电量价值，不具备经济可行性。因此，分布式资源直接进入批发市场，或者复制批发市场模式至分布式电力交易中都暂不具备现实可行性。

　　为推动分布式发电健康发展，需要创新商业模式以畅通其入市渠道，建议近期主要以虚拟电厂、负荷聚合商等模式，聚合分布式发电及储能、电动汽车、可调节负荷等资源，以聚合体方式参与电力市场交易，聚合体对外作为单一市场主体参与批发市场交易，对内提供灵活多样的供需资源匹配服务。远期，随着云、大、物、移、智、链等技术成熟并广泛应用，可实现设备级的自动智能交易决策，分布式主体交易成本几乎可以忽略，分布式电力交易模式亦将可能发生深刻变革。

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