7月1日，国家发展改革委印发的《电力市场运行基本规则》正式实施，标志着电力市场迎来又一次重大变革。

　　当前电力市场改革面临怎样的新形势？接下来有哪些重点领域值得关注？对此，21世纪经济报道记者专访了厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强。

　　需求响应机制迎来重大机遇

　　《21世纪》：构建全国统一的电力市场成为电力体制改革的重要方向，新版的《电力市场运行基本规则》7月1日正式实施，“1+N”基础规则体系中的“1”迎来落地。目前的电力市场改革面临哪些新形势？

　　林伯强：近30年来，中国电力体制改革一直在不断推进。尤其是2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》出台后，明确了中国电力市场体系的顶层设计，锚定了“双碳”目标和新型电力系统下电力市场化改革的新航向，标志着全国统一电力市场时代正式开启。中国电力市场改革已经进入攻坚阶段，下一步的动作，一定是向着更加市场化推进。

　　目前，全国统一电力市场体系正在加速构建，多个省份和区域电力市场已经启动试运行。中国电力市场正在空间、时间、交易标的等覆盖面上进一步扩展，逐步向售电侧市场化过渡，以建立多层次统一电力市场体系。

　　对于统一大市场的建立，其实不仅中央需要时间，地方政府也需要时间。电力行业属于上游行业改革，对下游的影响比较大，因此在这过程中需要通盘考虑。另外，电力企业多为国企，同时电价问题涉及民生，因此改革难以一蹴而就，需要地方政府因地制宜地去推动。

　　《21世纪》：当前的电能供需关系发生了怎样的变化？我们应该如何应对？

　　林伯强：电力系统的清洁低碳转型是实现“双碳”目标的关键一环。目前可再生能源在电力系统中的占比逐渐增加，尤其是风能和太阳能等。大规模应用可再生能源虽然推动了电力系统清洁低碳转型，但具有随机性、波动性、不确定性等缺点，稳定性较差。首先，新能源“靠天吃饭”的特征明显，难以充分满足用电负荷高峰期的需求。其次，新能源电压和频率稳定性不足，大规模并网消纳存在技术水平的客观制约。最后，新能源供需两侧存在空间和时间上的不匹配问题。

　　面对日益增长的电力需求和复杂多变的能源格局，电力系统常常面临着供需不平衡、用电高峰压力以及能源供应不稳定等挑战。需求响应作为电力需求侧管理的重要手段，能够通过引导电力用户在关键时刻调整用电行为，从而提升电力系统稳定性和可靠性。

　　近期出台的一些电力改革新举措也进一步推动了需求响应机制的实施。7月1日正式实施的《电力市场运行基本规则》明确要求，提高电力市场的开放度和透明度，促进电力交易的公平竞争。此外，该规则还明确了电力市场成员的范围，将储能企业、虚拟电厂等开展新型业务的主体也纳入市场成员范畴。这些改革措施的落实，为需求响应机制提供了更加广阔的发展空间和有力的政策保障。

　　目前，智能电网技术的进步为需求响应机制的建立提供了巨大的发展机遇。智能电网技术通过应用先进的信息和通信技术，为电力系统的管理、运营和用户互动提供了全新的可能性。同时，随着以风、光为主的新能源大规模并网，对灵活性资源的需求日益增加，也为需求响应机制注入了强大的发展动力。分布式新能源和储能系统的推广为需求响应提供了更多的参与主体，增加了系统的弹性和应对能力。这为需求响应提供了更多的时间窗口和操作空间，增强了可实施性。

　　结合近期新一轮电力改革的举措，还可以进一步完善经济激励措施。例如，政府可以鼓励用户常态化参与电力市场交易，包括电能量、辅助服务，甚至是容量机制，通过多元化的市场交易品种和价格杠杆引导需求响应。此外，在全国统一电力市场体系下，可以通过跨区域电力调度和交易，优化电力资源配置，进一步提高需求响应的经济效益。

　　探索以容量供需为基础的容量市场机制

　　《21世纪》：容量交易是《电力市场运行基本规则》中新增的内容。你此前也多次呼吁要逐步建立完善容量机制，这对当前电力市场化发展有何意义？

　　林伯强：随着新能源机组的接入，电力系统供电的灵活性与充裕性不足的问题将会日益凸显。其中，造成供电充裕性不足的直接原因就是可靠容量不足。逐渐增加的新能源发电机组确实可以提供非常丰富的电能量，但其对应的可靠容量却不高，无法应对可能出现的负荷突变和发电机组故障。此外，在现有的电能量市场和辅助服务市场机制下，提供容量支撑的电力资源收益往往存在难以覆盖成本的情况，无法解决供电充裕度不足的问题。

　　从电力市场保障发电容量充裕性的机制上看，当前国内外主要采用的模式有稀缺电价、固定成本补偿机制、容量市场机制等，还有一些衍生出的可靠性期权等带有金融属性的机制。

　　鉴于我国电价政策以稳定为基调，无论是中长期交易还是开启现货市场试点的地区，对电能量价格设置的上下限价格进行了控制。如对煤电的中长期交易设置上下浮动原则上均不超过20%，大多数省份的现货申报价格上限为1.5元/度。在价格上限管制的情况下，固定成本难以通过电能量市场回收，不能有效引导对长期可靠容量的投资。因此，作为补充，需要设计相应的容量成本回收机制，以保障容量的长期充裕度。

　　除了过去对气电、抽水蓄能给予的容量补偿外，今年1月份我国按照《关于建立煤电容量电价机制的通知》要求，各省市正式启动了煤电的固定成本容量补偿机制。但此种容量补偿方式更多是由政府或监管机构来核定容量电价，是一种类行政的做法，对何种资源进行补偿也具有指定性。随着中长期市场和现货市场的完善，亟需探索以容量供需为基础的容量市场机制，通过市场化手段为容量定价，并实现容量市场参与主体的多元化。

　　《21世纪》：在接下来一段时期内，我国容量市场会发生哪些变化？

　　林伯强：在短期，火电仍是电量供应主体，也是保证新能源优先出清的前提，若火电在电力市场中的竞价空间被压缩，那么仅由电能量市场竞争形成的价格水平难以回收初始固定投资。而非水可再生能源尚未完全进入市场，且不少存量项目仍有补贴收益。

　　因此，在这一阶段，先将火电纳入容量市场，还可以将已参与电量市场的核电、水电、储能等具有较高可靠容量的资源也纳入容量市场。另外，在对新能源可靠容量评估的基础上，引入少量无补贴参与电量市场的新能源主体入市，为未来培育以新能源为主体的容量市场意识。

　　在具体试点选择上，可以选择电力现货市场连续运行的地区，且在容量供应相对宽松的情况下，建立简单且操作性强的容量市场，并探索电容量市场和电能量市场、辅助服务市场的衔接方式，解决新能源接入带来的供电充裕性和调节性不足等问题。比如，在电力现货市场已进入正式运行的广东、山西等地，对火电、新能源和独立储能等已入市的资源，可以考虑在现货市场正式运行1~2年更加成熟后，开展多元资源的容量市场试运行。

　　而随着新能源发电逐步追赶上火电发电量配资平台提现，并基本上进入市场化交易，在这一阶段，可进一步细分容量资源价值，逐步放宽多类型电源参与容量市场的准入门槛，提高新能源主动提升可靠容量和参与容量市场的热情。在多类型电源参与容量市场之前，必须形成有效的可靠容量评估机制，保证新能源和煤电同台竞争的公平性。促进容量资源价值挖掘的容量市场机制不断健全，初步建立涵盖电能量市场、辅助服务市场、电容量市场等较为完善的电力市场商品交易体系。