当前，我国新能源产业正迎来前所未有的发展机遇，装机容量屡创新高。然而，风光资源的固有特性——间歇性与不确定性，成为电力系统高质量发展的关键瓶颈。随着新能源渗透率的持续提升，其对系统安全、经济运行带来的挑战日益凸显，亟须系统性解决方案。

9月1日，在由清华大学与中国能源研究会联合主办的“电力市场建设助力高比例可再生能源发展——迈向低碳未来”学术研讨会上，与会专家就电力市场如何建设问题展开深入探讨。业内人士认为，电力市场作为优化资源配置、促进新能源消纳的关键机制，其建设成效直接关系到“双碳”目标的实现。

多元主体互动格局逐步形成

随着新能源装机规模持续扩大，我国电力市场建设从“要不要建”转向“如何建得更好”，以适应高比例可再生能源场景下的系统运行需求。中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运表示，近年来，我国加快全国统一电力市场建设，全国市场化交易电量已由2016年的1.1万亿千瓦时飙升至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电总量的比重也由17%大幅提升至63%。2024年我国新能源市场化交易电量突破1万亿千瓦时，占全部新能源发电量的比重达到55%。随着新能源装机规模和发电量的持续提升以及“136号文”的发布，新能源发电全面参与市场竞争。

目前，新能源正处于从“政策保障”向“市场主导”转型的关键突破期。然而，新能源的波动性对传统电力市场机制提出挑战，亟须通过科学的市场设计挖掘各类主体的调节潜力。新能源高比例并网后，系统对调节资源的需求激增，而传统火电的利用小时数和收益持续下降，单纯依靠电能量市场已难以保障电源的可持续发展。“随着我国电力市场化改革的深入推进，未来市场的建设将聚焦于破解新型电力系统带来的结构性难题。”孙正运强调。

“回溯中国电力市场的建设历程，二十余年前我们探讨是否需要构建市场，十年前我们聚焦于市场如何构建，而今我们所面临的课题是在更高比例可再生能源背景下，电力市场如何得以更优构建。”清华大学电机系主任康重庆指出，近年来，我国电力市场的建设稳步推进，涵盖多交易品种、多时空尺度的交易体系不断完善，多元主体互动格局逐步建立，全国统一电力市场体系即将初步建成。各地积极探索可再生能源市场化改革，旨在科学化解可再生能源低边际成本与高系统成本的结构性矛盾，推动风光主体从政策保障向市场主导转型。

北京电力交易中心副总经理李竹指出，中国已形成“中长期+现货+辅助服务+容量补偿”的协同运作模式，市场化电量占比提升至75%，实现了全国范围内的资源优化配置。“面对新能源带来的安全保供、经济稳价、绿色转型三重目标，我们需完善电力市场价值体系，通过绿色价值、安全价值、电能量价值的多维度市场设计，实现三者的动态平衡。”李竹表示，未来将推动市场向“全国统一、协同出清”方向发展，通过跨经营区交易、沙戈荒风光火储联营等机制创新，提升资源配置灵活性。

电力系统需要系统性突破

高比例可再生能源背景下，电力系统的规划、运行和控制方式需系统性重构。康重庆指出，新能源的波动性、随机性对电力系统稳定运行提出更高要求，基于“可控电源+输配电网”的传统运行模式已难以适用，亟须通过技术创新与管理创新构建“源网荷储互动”的新型电力系统。“电力市场是缓解消纳困境、平衡安全与效率的‘无形之手’。”

李竹认为，新能源的波动性要求电力市场向“更短周期、更高频次”延伸，例如推动现货市场全覆盖、实现中长期市场连续运营、开展小时级绿电交易，实现发电与用电的精准匹配。“同时，需解决微市场与批发市场的衔接问题，确保新型主体公平承担系统调节成本，聚合各类资源参与系统调节。通过区块链等技术实现绿电交易全程溯源，提升绿色环境价值的可信度。”

“当前，有三个关键问题构成市场设计的‘关注线’，亟待系统性突破。”孙正运表示，一是市场机制引导多元主体共担调节责任。新型电力系统的核心特征是新能源的高比例接入，其波动性和不确定性对系统灵活性提出了前所未有的要求。因此，市场设计的首要任务是构建一套能够适应这一经济性特征的机制。这要求市场不仅是电力的交易平台，更应是灵活调节资源的优化配置平台。二是消纳模式的平衡性从保障性优先到价值化释放。新能源的优先消纳是国家能源政策的重要组成部分，但“保障性”与“市场化”之间存在天然张力，未来的关键在于寻求二者的动态平衡。一方面，要继续通过保障性政策确保新能源的合理消纳空间；另一方面，必须通过市场化手段挖掘其潜在价值。三是要有系统安全的底线思维，构建容量市场以应对极端风险。“双碳”目标引领下的能源转型，绝不能以牺牲能源安全为代价。在新能源占比越来越高的未来，电力系统的充裕性和抗风险能力面临严峻考验。为此，必须构建新的容量市场机制，为系统提供可靠的“容量支撑”。

亟须建立科学的容量补偿机制

业内人士认为，新能源的快速发展对传统能源形成“电量替代”，而煤电等电源从“基荷电源”转向“调节电源”后，其容量价值难以通过电能量市场充分体现，亟须建立科学的容量补偿机制。

中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放指出，容量机制是保障电力系统充裕性的关键。国际上主要采用容量补偿、容量市场、稀缺电价三种机制，中国目前以容量补偿为主，未来可根据现货市场成熟度逐步探索容量市场试点。“稀缺电价虽能精准反映容量短缺时段的价值，但对市场基础要求较高，可作为远期目标。”

“从经济学角度看，容量市场的存在逻辑根植于对‘完美市场’假设的修正。”华南理工大学电力学院教授荆朝霞认为，在一个理论上的完美市场中，市场竞争充分、信息透明和对称，价格可以准确反映供需，通过价格信号能精准引导合理投资。对电力市场来说，发电容量作为电力供应的保障，其价值会通过电能量、辅助服务市场的价格波动充分体现，投资者会基于清晰的盈利预期进行建设，无须额外的容量补偿机制，市场可以引导出合理总量、合理结构的电源投资。

“然而，现实世界的电力市场远非完美。”荆朝霞分析，多方面的因素会导致电力市场存在“缺失价值”和“缺失市场”问题，需要额外的容量补偿机制，或者强制的长期合约：一方面，一些发电机组的环境、安全价值无法通过电能和辅助服务市场反映，电力市场常存在过于严格的价格限制，新能源补贴的存在可能拉低电能市场的价格，从而导致部分发电资源的价值无法完全通过市场体现，出现“缺失价值”问题；另一方面，即使稀缺情况下电能量和辅助服务市场价格可以足够高，长期看，发电不存在“缺失价值”问题，但由于发电投资大、投资周期长、电力价格波动大、收入不确定高、风险规避工具缺乏或不成熟，同样无法通过市场引导充足的发电投资，导致“缺失市场”问题。

在业内看来，广义的容量市场，即通过市场化方式解决上述市场失灵问题的手段和机制，为长期可靠的发电能力提供独立于电能量和辅助服务市场之外的、明确的价值回报和风险对冲手段，包括集中式容量市场、分散式容量义务、可靠性期权等，确保电力系统拥有足够的“压舱石”。在实际电力市场中，可以采用多种工具结合的方法，综合解决多方面问题，并促进发输协同、计划市场协同、集中分散协同。

文 | 本报记者 苏南