适应新型电力系统调节能力需求的市场机制研究

新型电力系统具有清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的显著特征，相较于传统电力系统，新型电力系统在生产结构、电网形态、平衡模式、市场主体、成本特性方面都将发生显著变化，为了更加适应新能源的出力特性，系统对于调节能力的需求规模更大、范围更广、种类更多、时间尺度更丰富，应对随机性和极端情况的要求更高。

系统的灵活调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，迫切需要完善相关政策和市场机制，保障各类调节资源获得合理收益，为系统调节能力建设提供稳定、可持续的支撑，为更大规模新能源发展创造条件。为此，中电联组织完成了《适应新型电力系统调节能力需求的市场机制研究》报告，供政府有关部门决策参考。

一、系统调节能力建设基本情况

（一）发展现状

系统调节资源包括灵活调节电源、省间互济能力和需求侧资源。

在电源方面，电力“十四五”规划提出到2025年，灵活调节电源占比达到24%。截至2022年底，全国灵活调节电源装机5.12亿千瓦，占总发电装机容量的比重为20%。其中，煤电灵活性改造规模2.57亿千瓦，是当前系统调节的主力电源，改造后，机组最小出力普遍能够达到40%-30%，部分可以深调到20%及以下。

在省间互济方面，2022年，我国跨省跨区送电能力超过3亿千瓦，跨省跨区交易1.54万亿千瓦时，有效发挥了省间电力保供和调节作用。

在需求侧方面，2022年，全国累计实施削峰需求响应181次，最大需求响应能力达到4985万千瓦。国网区域培育需求响应资源库超4700万千瓦，南网区域超过1100万千瓦，取得明显成效。

（二）市场建设情况

与调节能力相关的市场机制主要包括现货市场、辅助服务市场、容量市场和需求侧响应。

在现货市场方面，山东、广东、福建、山西、甘肃、蒙西连续试运行时间已超过一年，市场建设正由试点探索阶段走向全面建设。

辅助服务市场方面，2022年，我国辅助服务总费用361亿元，分品种来看，调峰、调频、备用辅助服务费用比重分别为59%、19%和13%。全国有28个地区启动了调峰市场，11个地区启动调频市场，9个地区启动备用市场，江苏省开展了可调负荷市场。

在容量市场方面，我国目前只有山东省探索试行了容量补偿电价机制。山东方案建立了发电侧两部制电价机制，打通了发电企业固定成本的回收渠道，但容量成本尚未真正向用户侧疏导。

在需求响应方面，江苏、浙江、上海等省市长期致力于培育需求响应市场化建设，广东、山东、华北等地区积极推动需求响应与现货、辅助服务市场协同运行。

二、系统调节能力建设存在的主要问题

我国以煤电为主的电源结构和庞大的需求侧资源具备充足的灵活调节能力，关键是搭配与之相适应的政策体系和市场机制。目前系统调节能力建设主要存在以下四方面问题：

一是市场激励不足，灵活调节能力难以有效释放。

辅助服务费用难以公平合理疏导是当前辅助服务市场规模较小、补偿标准较低、对灵活调节资源激励不足的根本原因。我国辅助服务市场规模和补偿费用明显偏低，“辅助服务费用占全社会总电费的比重”是衡量市场对系统调节能力激励程度的重要指标，根据国际经验，一般在3%以上，目前，我国新能源装机占比为30%，辅助服务费用占总电费比重为0.64%；美国PJM新能源装机占比5%，辅助服务费用占比1.6%；英国新能源装机占比40%，辅助服务费用占比5%。

二是容量保障不足，系统可靠容量尚未做到长期安全充裕。

随着新能源占比逐步提高，煤电较低的利用小时将成为常态，现有的单一电量电价无法回收固定成本，煤电等调节保障性电源投资意愿不强，系统缺乏有效容量支撑。

三是供需互动不足，需求侧调节潜力有待进一步挖掘。

主要问题在于尚未形成稳定可靠的需求侧资源库，需求响应组织实施尚未形成常态化、市场化的系统调节手段。

四是发展统筹不足，系统调节能力与新能源有待协同发展，同步推进。

一方面，调节能力建设和新能源发展缺乏统筹，新能源装机增速过快将导致系统调节能力供需失衡；另一方面，新能源发展消纳和利用率缺乏统筹，利用率过高既不经济、也将限制新能源发展规模。

三、有关建议

一是优化完善辅助服务市场机制，有效激励各类调节资源发挥作用。

合理设置辅助服务费用在发用两侧的分担比例，进一步扩大辅助服务市场规模，逐步推动调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清；按照“谁受益、谁补偿”的原则，确定煤电机组灵活性改造有偿调峰的补偿水平，辅助服务补偿范围应包括灵活性改造投资、新增加的运维成本，以及煤电机组低负荷运行期间增加的煤耗和少发电量等因素。

二是建立健全容量保障机制，确保系统长期安全充裕。

应结合各地电力市场建设情况，设计和实施容量补偿机制；市场建设初期，可先引入煤电机组容量补偿机制，逐步积累经验，再逐步推广到各调节品种；煤电机组容量补偿机制应按照“统一补偿标准、公平疏导费用”的原则，分省合理确定容量补偿成本和统一的基准容量电价。长远来看，应逐步将容量补偿机制过渡到容量市场机制。

三是建立市场化需求响应机制，释放用户侧调节潜力。

加快构建以行业类型、用电类型为主要分类标准的需求响应体系，形成稳定可靠的资源库，在灵活的电价政策基础上，提高需求响应的激励效果。

四是更好发挥政府在规划、标准方面的引领作用。统一规划调节资源与新能源建设，发挥规划引领和市场引导作用；按照“量率协同，多元消纳”原则，设定新能源合理消纳目标。