数字储能网讯：近日，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”学术研讨会在清华大学西主楼举办。研讨会聚焦电力市场建设与能源低碳转型等核心议题，深入探索高比例可再生能源发展与电力市场机制协同路径。

在圆桌对话环节，围绕统一市场建设、容量机制设计、价格上下限设定、辅助服务品种设置等话题，北京电力交易中心副总经理李竹，剑桥大学贾奇商学院教授迈克尔·波利特（Michael Pollitt），得克萨斯大学奥斯汀分校电气与计算机工程系荣休教授罗斯·鲍迪克（Ross Baldick），华南理工大学教授、电力学院副院长荆朝霞，中国电力企业联合会规划发展部副主任、国家电力投资集团经营管理部副总监韩放，怀柔国家实验室智慧能源研究中心副研究员许庆宇等与会专家学者进行了研讨。圆桌对话由清华大学电机系副研究员、清华大学能源互联网创新研究院能源交易平台研究室主任郭鸿业主持。

PART.01

如何“破壁”？

当前我国正加速推进全国统一电力市场体系建设，在这一过程中如何破除地域壁垒、促进资源高效流通成为关键议题。

波利特说，近期国际上统一电力市场的显著动向是各国日益重视跨境输电能力。他强调，即便存在统一算法协调区域间运作，若实际输电容量不足，区域内仍将维持独立电价。他举例，欧洲某些国家曾因担忧电网互联互通导致本地电价上涨，而故意限制跨境输电容量以维持低电价。因此当前亟需有效释放现有输电容量，并建立合理的输电容量机制，保障消费者利益不受损害。

鲍迪克进一步补充，不仅要提升现有输电容量的利用效率，还应积极规划新增输电能力，特别是连接高比例可再生能源区域。他以美国得州风电快速发展为例，说明跨区域输电网建设对优化资源配置具有重要意义。

李竹强调，构建全国统一电力市场体系是我国的必然选择，过程中需注重省与省之间的差异协调。他提出，一是当前要进一步提升省间交易灵活性，具体包括实现省间中长期市场按日连续运行、在省间中长期交易中引入全网通道集中竞价、拓展省间中长期现货交易路径等；二是加强省间交易与省内交易的有效衔接，推动各省交易规则与国家“1+6”基础规则衔接，逐步缩小各省交易品种等方面的差异，三是推动省间与省内交易逐步衔接融合，可采用“统一报价，协同出清”等方式最终实现全国范围内的优化出清，同时过程中要统筹考虑分省平衡约束和东西部电价差异等问题。

PART.02

容量机制怎么建？

随着高比例新能源接入电力系统，现货市场电能量价格呈现整体走低趋势，使传统电源面临投资成本难以回收的挑战。电力市场应如何设计容量机制以支持传统电源的成本回收与投资引导？

韩放认为，目前电力价值已从单一的电能量价值扩展为电能量、容量、调节能力及绿色价值等多个维度，需分别建立相应的市场机制。目前主流的容量机制包括容量补偿、容量市场和稀缺电价三种形式。我国现阶段以容量补偿为主，并且正在探索容量市场建设，考虑在现货市场运行成熟地区开展试点。她强调，稀缺电价机制能精准识别容量短缺时段并发出高效价格信号，但对市场成熟度要求极高，适宜作为长期目标。

荆朝霞提出，容量机制的核心价值在于解决电力市场的市场失灵问题，并可与其他机制兼容使用，例如澳大利亚在运行高价格上限现货市场的同时，也采用分散式容量义务机制。她主张采用复合型解决方案，首先，更加紧密结合国家长期能源规划与市场机制，以此确定容量拍卖规模；其次，将容量义务分配给电力用户或售电公司，若售电公司无法承担，则由电网企业作为最后兜底，允许容量义务通过自建电厂、长期购电协议（PPA）或容量市场拍卖等多样化方式履行；第三，对获得容量补偿的机组在物理可用、现货市场申报义务之外，设置收益限制的相关条款，避免其通过在电能量市场和容量市场的“双重收费”获取超额利润；最后，新增的收益限制条款可在借鉴可持续发展价格结算机制的基础上进一步进行创新：结算基于收益而不是价格、基于行业总体情况而不是个体情况、基于预期收益而不是实际收益，从而促进保供、降风险、增活力等多方面目标的协调。

许庆宇认为，当前关键矛盾在于电力系统规划与市场机制间缺乏协调——规划层面需要保供资源，而市场却未能形成相应的价格信号和收益机制。他指出，容量市场的功能不应仅限于保供，而应具备更多功能，如为过渡期“桥接电源”提供成本回收渠道、增强系统鲁棒性等。他提出应把复杂规划需求转化为多维度容量指标，开展分省、分市、分区的差异化拍卖，构建新型容量市场机制。他还强调需思考三个技术问题，即定量还是定价，分散式还是集中式，如何更准确反映用户侧真实容量需求。

鲍迪克则对容量市场的实际效果持保留态度。他提醒，容量市场可能存在被利益集团操纵的风险，导致发电容量过度建设、资源浪费和效率低下。他认为问题的关键在于容量需求标准设定不够科学和严格，建议应建立更严谨的需求标准，从而防范容量市场设计中的缺陷。

PART.03

价格上下限如何设定？

在设计电能量市场价格上下限时，如何既激发需求侧灵活性，又兼顾系统稳定性与未来发展？

许庆宇说，评估电能量价格上下限合理性需综合考虑五个核心要素，即用户承受能力、发电侧成本回收能力、抑制市场操纵力、辅助服务成本以及外部性价值体现。用户承受能力方面，当前存在一个突出问题，在当前用户侧电价普遍采取全省加权平均的计算方式下，若提高价格上限，个别用户或局部地区的用电行为可能引发全局性电价上涨，波及全体用户。为此，他建议研究差异化的分区、分类价格上限管理机制，例如按负荷类型对用户群体进行分类，并设定不同的价格限制，以避免“误伤”，保障公平性。

荆朝霞也主张价格上限设置应实行分类管理。对发电侧，可根据是否获得容量补偿及容量补偿的额度、规定的收益率范围等设置不同的价格上限；对用电侧，可根据风险承受能力等实施差异化的限价方案：对具有较高风险承受能力的用户，可允许其暴露于更广泛的价格波动中，从而有效激励需求响应行为。

波利特认为，电力市场应更重视需求侧，家庭、小微企业等小型电力用户虽对日常电价波动不敏感，但可在危急时期提供响应，因此其参与市场具有重要价值。零售商不应仅传递电价，更需通过设计有效机制引导用户调整用电行为。为实现深度需求侧响应，应推广基于长期零售合约的控制机制，让用户预先授权零售商在特定情况下管理其用电设备，这种方式比单纯依赖现货电价更可靠，也更容易被用户接受。

PART.04

辅助服务：联合VS独立？

何时引入新的辅助服务品种？辅助服务市场应与电能量市场联合运行还是独立运行？多位专家也提出了系统性见解。

韩放从中国实践角度指出，国内辅助服务市场启动较早、已实现全国覆盖，品种以调频、调峰、无功、黑启动为主。当前存在品种过于单一、补偿价格与实际成本不匹配、成本传导机制不顺畅三大问题。辅助服务费用目前主要由发电企业承担。全国辅助服务费用仅占终端电费的1%–1.5%，比例偏低。

李竹认为，在高比例新能源接入电网中，辅助服务日益重要，辅助服务市场建设要首先梳理系统所需的服务类型。参考英国文献，零碳电网所需关键运行能力分为七类，与地理位置相关的包括系统稳定性、电压控制、热稳定约束和黑启动四类；与地理位置无关的包括频率调节、日内灵活性和长期充裕度三类。他认为，引入新品种的时机应基于系统运行的客观需求，加强对相关系统运行指标的监测和趋势分析，当某项指标需求达到一定程度并形成运行瓶颈时，即研究应引入相应的辅助服务品种。

鲍迪克则指出，不应被动等到迫切需要时，如同步发电机转动惯量水平已降至危险低位才引入新的辅助服务品种，而应提前进行系统性规划。

韩放说，现阶段应根据能源转型的需要，科学设计辅助服务品种、完善补偿水平、建立合理的成本传导机制。新品种的引入不能“一刀切”，须因地制宜，充分考虑各省系统结构和电源特点。

李竹强调，需兼顾技术必要性与市场可操作性。在辅助服务市场模式选择上，联合出清模式与独立出清模式各有利弊。联合出清模式可实现更精细化的出清和更高效率，但在市场初期阶段容易使市场更复杂。因此，他建议采取动态调整策略，初期可采用相对独立的设计，随市场成熟度提升再逐步优化耦合。