專題研究適應新型電力系統的市場機制創新研究（簡版報告）電力圓桌項目課題組2024年08月電力圓桌項目電力圓桌（全稱電力可持續發展高級圓桌會議）項目于2015年9月啟動，旨在緊扣應對氣候變化、調整能源結構的國家戰略，邀請業內專家和各利益方參與，共探討中國電力部門低碳轉型的路徑和策略。通過建立一個廣泛聽取各方見的平臺機制，電力圓桌將各方關心的、有爭議的、目決策困難的關鍵問題提交到平臺討論，選出核心問題委托智庫開展高質量研究，并將研究成果和政策建議提交到平臺征求見，從而支持相關政策的制定和落地，推動中國電力行業的改和可持續發展，提高電力行業節能減排、應對氣候變化的能力。項目課題組中國能研究會于1981年1月成立，由從事能自愿結成領域的科技工作科技領域的決策咨詢服務和重管理部門與企業聯系的橋梁和紐帶，中國能研究會國家能局首批16家研究咨詢工作發揮了積極作用。CoverImage所使用的方正字體由方正電子免費公益授權適應新型電力系統的市場機制創新研究MechanismsaNew2024年08月|目錄摘?????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????011?新型電力系統對市場機制的新求?????????????????????????????????????????????031?1構建新型電力系統亟需優化資配置??????????????????????????????????????????????031?2創新市場機制優化資配置的必然求???????????????????????????????????????042?促進新能大規模高比例發展的市場機制創新????????????????????????????062?1新能參與市場的現狀與問題????????????????????????????????????????????????????????062?2新能參與市場的國際經驗借鑒?????????????????????????????????????????????????????082?3新能發展市場機制創新對策建議?????????????????????????????????????????????????113?加快推進電轉型的市場機制創新?????????????????????????????????????????????143?1電轉型發展機制現狀與問題????????????????????????????????????????????????????????143?2電轉型發展機制的國際經驗借鑒?????????????????????????????????????????????????163?3完電轉型發展機制對策建議?????????????????????????????????????????????????????194?推動儲能多場景應用多技術路線發展的市場機制創新??????????????????214?1儲能發展機制現狀與問題???????????????????????????????????????????????????????????????214?2儲能發展機制的國際經驗借鑒????????????????????????????????????????????????????????234?3儲能發展市場機制創新對策建議?????????????????????????????????????????????????????255?推動用戶側資參與系統調節的市場機制創新????????????????????????????275?1用戶側參與系統調節的現狀與問題?????????????????????????????????????????????????275?2用戶側參與系統調節的國際經驗借鑒??????????????????????????????????????????????305?3推動用戶側參與系統調節的市場機制建議???????????????????????????????????????32參考文獻??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????34|摘要2023年7月11日，中央全深化改委員會第二次會議審議通過了《關于深化電力體制改加快構建新型電力系統的指導見》，會議強調深化電力體制改，健全應新型電力系統的體制機制，推動加強電力技術創新、市場機制創新、業模式創新，加快構建潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協、靈活智能的新型電力系統。構建新型電力系統涉及一系列復雜的資配問題。新型電力系統具有高度分散化、多元化的征，難以依靠傳統的計劃手段集中管理，必須通過市場機制的創新，充分發揮市場在資配中的決定性作用。時，需政策，更好發揮政府作用，從而實現有效市場與有為政府的統一，實現資的優化配。配問題，通過國內外文獻綜述、案例分析和政策評估，探討如何通過市場機制優化資配，促進新能發展、加快電轉型、推動儲能多場景應用和用戶側資參與系統調節，在借鑒國際經驗的礎上對應新型電力系統的市場機制創新提出了建議。課題組認為，市場體系方，于新型電力系統中各種資的價，需合理設計建設三個層次的市場。一體現電能量價的電力現貨市場和中長期合約市場，現貨市場由供求關系決定價格，實現資高效配并有效引導電力投資建設，中長期合約市場提供價格波動風險管理的方法，各類電主體可以自主選擇參與市場的方式，暢通參與市場的渠道。二體現系統靈活性和豐裕度價的輔助服務市場和容量市場，這兩類市場重在堅持|技術中立則，實現高效的系統靈活性資和備用容量配。三體現環境價的碳市場和綠證市場，并通過電-碳-證價格耦合，以最小制度成本推進綠色發展和低碳轉型。政府作用方，于有效競爭的市場，制定針對性的政策，明確不電力資市場化消納渠道的礎上，重點實施強制性的可再生能消納創造需求。時，通過全國統一的綠證交易市場，優化可再生能消納責任制實施的制度成本。對于電，在電通過電能量市場、輔助服務市場和容量市場實現其價的時，通過碳排放配額及碳排放權交易市場將其外部成本內部化。對于儲能，區分電側、電網側、用戶側儲能不電力市場；電網側儲能以容量電價為過渡，推動其參與輔助服務市場和容量市場；用戶側儲能主作為用戶側資挖掘。用戶側資挖掘的核心建立需求響應機制，在實現分時計量的礎上，以峰谷電價為過渡，推動用戶度以現貨價格結。另外，通過立法等方式明確風光儲聯合單元、負荷聚合、虛擬電廠等主體的獨立市場地位，遵循技術中立原與發電企業、電力用戶、電公司等經營主體有平等的權利義務，等承擔各類市場的經濟責任、履行市場交易結果。|1新型電力系統對市場機制的新要求1.1構建新型電力系統亟需優化資配置供需協、靈活智能”新型電力系統的戰略部署。構建新型電力系統不而以當電力系統為為主體電的新型電力系統。因此，為應新的生產力的發展，必須改和重塑資優化配的規則和秩序，從而建立起相應的生產關系。一電結構的深度調整。根據史玉波、林衛斌等（2022），按照2060年非化石能達到80%以上的目標測，碳中和情景下，在發電量的電結構中，非化石能發電的比重需達到90%以上，這就味中國的電結構需在用電需求仍有較大增長空下的進行結構深度調整。一方，做好加法：大力發展風電、太陽能發電等新能，預計到2060年風光電裝機容量將達到60億千瓦以上，在總發電量中占比65%2060年水電、核電、生物質發電裝機容量為10億千瓦左右，在總發電量中占比超過25%。另一方，提下，電有序退出主體電地位，預計到2060年電裝機4億千瓦左右，在總發電量中的占比降低至5%左右。|二系統調節能力建設。不于傳統電力系統中的主體電可以提供穩定出力，新型電力系統以風、光為主體的電出力具有波動性和歇性，因此對大幅度提升系統調節能力有迫切的需求，以保障發用電曲線相匹配和電力供需平衡。系統調節能力建設需多措并舉，主包括三個方：第一火電，涉及到火電的改造和退出等問題，推進電、氣電向支撐性和調節性電轉變；第二儲能，包括抽水能、新型儲能和氫儲能等，預計到2060年各種儲能裝機規模將達到15億千瓦左右；第三用戶側資，通過挖掘用戶側資參與系統調節，調節發用電曲線，更好地保障電力供需平衡。三新能與傳統能的優化組合、協運行。在新型電力系統的建設進程中，隨著新能的占比逐步提高，逐步占據主體電地位的新能出力曲線必然嚴重偏離用電負荷曲線，在風光大發時的出力可能數倍于用電負荷，造成棄風棄光現象；在風光低谷時的出側出力曲線的相對穩定，需將火水等傳統能與風光等新能優化組合、協運行，才能確保全局最優，實現最大化的經濟價和社會效益，這構建新型電力系統的關鍵所在。1.2創新市場機制優化資配置的必然求電和系統調節能力的合理建設，以及新能與傳統能的協運行，都對優化的、高效的資配配方式包括政府有形之手和市場無形之手兩種。過去，在中國電力系統的建設進程中，政府有形之手發揮主導作用，指導電力部門的新型電力系統中新能地位逐漸增強，時需求側也發生很大變化，傳統的政府主導的資配模式無法重+有效市場”的模式，充分發揮市場在資配中的決定性作用。應于有針對性的政府政策和激勵相容的市場設計，實現有為政府與有效市場的統一，優化資配并改和創新市場機制，理由如下：一新型電力系統具有高度分散化、多元化的特征，難以靠計劃手段集中管理。新型電力系統組成的復雜巨系統，除了大量的集中式發電場站之外，還包含海量的分布式電、分布式智能電網、用戶側儲能、虛擬電廠、負荷聚|合等主體。這種高度分散化、多元化的系統，如果依靠傳統的計劃手段實施集中管理，將會由于信息不充分等因素導致政府失靈。二中國的電力體制已經發生深刻變化，政策工具也需與時俱進。隨2015年以來新一輪電力體制改這求相關政策目標的實現需進行機制創新，以契合當的電力體制。以新能發展為例，中國在風光電發展的期階段實施定電價全額保障收購制度，即由電網企業負責全額收購新能項目所生產的電能，這種制度契合了電網企業統購統銷的傳統。而在當的電力體制下，電網代理購電制度取代了電網統購統銷模式，電網企業不再具備承擔保價保量收購新能電力的責任，新能發電項目需通過新的渠道實現消納。|2促進新能源大規模高比例發展的市場機制創新2.1新能參與市場的現狀與問題1?現狀2023年，新能市場化交易電量6845億千瓦時，占新總發電量的47.3%。新能（1）專場交易。通常出現在新能富集省區，新能發電以優惠電價與高耗能大用戶進行專場交易。（2）打捆交易。新能電與火電等調節電按照既定比例進行打捆，為系統提供穩定的出力，新能向火電提供電價補（通常按照1：3進行配比，新能向火電補貼2分/千瓦時）。打捆交易遍使用在新能外送交易中，在甘肅等省內電力中長期交易中也使用。（3）綠電（綠證）交易。以實現綠色效益為目的，以平價上網的新能項目為主。證電合一的綠證交易一般較準價格上升1-3分/千瓦時，證電分離的綠證價格一般在2.5-5分/千瓦時。據中國電力企業聯合會統計，2023年全國綠色電力（綠證）消費總量1059億千瓦時，比增長281.4%。|西等地已經將新能納入電力現貨交易范疇。比如在山西電力現貨市場中，新能報量不報價、優先出，2023年現貨機組結均價為0.3557元/千瓦時，風電結均價為0.2650元/千瓦時，光伏結均價為0.2440元/千瓦時。省電力現貨交易自2022年以來開展了模擬試運行、結試運行，根據國家電力調度控制中心，截至2023年9月，累計成交電量517億千瓦時。2?存在的主問題（1）新能參與電力市場的方式有待完善新能出力的波動性和歇性決定了出力曲線很難與用戶側的負荷曲線匹配，因此需發電企業與用戶接交易的方式下，新能的消納成本實際上仍在發電側解決，新能發電企業通過降低電價、補受益、誰承擔”的則承擔消納成本，存在電價交叉補。如果采用新能發電企業與用戶簽訂中長期合、通過現貨市場兌付合的方式，則可能會因為功率預測不準，新能簽訂中長期交易曲線風險大。新能天然的不確定性必然會產生相對于中長期合兌付過程中需時，現貨市場交易方式下，還需做好與輔助服務費用分攤制度的銜接，否則可能導致新能源為其不確定性“重復買單”。（2）新能綠色價實現制度有待完善目，新能的綠色價主通過綠電和綠證交易制度實現。綠電綠證的購買主體主高耗能大用戶，其購買需求在于用綠電綠證抵消其能耗“雙控”中的能耗指標；二出口型企業，用于滿足國際市場的求。當的綠電和綠證交易制度難以充分實現新能的綠色價。數據顯示，盡快比增長了近3倍，但2023年綠電（綠證）消費總量仍不足新能發電量的1/10。并且，當的綠電綠證交易制度臨國內政策和國際形勢變化的雙重壓力。一方，國內可再生能綠證全覆后大幅度增加了綠證的|供給量，而從能耗雙控轉向碳排放雙控的制度提高了對綠證的需求；另一方，中國綠證在國際市場上未能到完全認可，可能將限制出口企業購買國內綠證的積極性。后補時代實現新能綠色價的一個重制度安排強制配額制。中國雖然也已經建立了可再生能消納責任制，但消納責任權重設定的合理性有待進一步提高，并且消納責任制的考核仍留在對省級政府層，未能將消納責任壓實到用戶側，用戶缺乏消費綠電的約束和激勵。（3）新能“市場電”與“計劃電”銜接機制有待完善對于存量的新能發電場站而言，可能既有保障性收購的“計劃電”，也有需參與市場交易的“市場電”，“市場電”與“計劃電”在交付節點、出力時序等方需做好銜接。另外，在電網統購統銷的模式下，電網企業負責收購新能“計劃電”，而在新的電力市場體制下，電網企業既有競爭性的電業務，也有針對居民農業等保障性用戶的代理購電業務，這一層上的“市場電”與“計劃電”的銜接機制還有待進一步明確，以厘的邊界。2.2新能參與市場的國際經驗借鑒全球主國家新能參與市場本經歷了“政府補→配額制和綠證→市場化新能源交易”的發展階段：國家層立法先行，以相關法律法規激勵新能發展；市場與政策層的新能政策與管理機制為新能發展提供良好的市場與政策環境。競爭性電力市場下，歐美主國家推動新能參與市場的經驗做法為：新能發電參與中長期市場以提鎖定收益，規避風險，參與現貨市場與輔助服務市場以解決系統平衡性問題，并嘗試挖掘更高的市場價，時，新能在部分市場中參與容量市場以保障電力系統穩定性。|新能參與中長期市場在電力中長期市場中，電力交易雙方可通過合約的形式，約定在未來某個時按照事先約定的價格進行電力買賣，對于電力生產、消費和貿易等市場參與而言，遠期合約規避價格波動風險與電力交易規劃的重方式。Purchase購電協議電力買方（承購方，如電公司、企業電力用戶等）與發電（如可再生能的開發輸電問題與保險問題等細節進行了規定。根據合約性，可分為現場與異地購電協議可分為物理PPA）。購電協議為電力買方提供了未來用能保障并提鎖定用能成本，為發電提供了提供了確定性的長期現金流，時為不主體電力購提供了更多的靈活性和可能性。電力市場上具有多種購電協議定價模式：其一為定價格模式，電力供求雙方定在定價格進行電力買賣，包括定定價格與階梯式定價格，在階梯式定價格模式中，每年協議價格呈階梯式增長或下降。其二浮動價格模式（指數化價格模式），電力價格根據市場條件或預定指數等因素隨時變化。其三混合價格模式，該模式定價格支付，一些電力以浮動價格支付。其四市場遵循價格模式，該模式下電力價格與市場電價相關，但通常會存在一個電力價格底價。從國家實際執行情況來，定價格模式占據主流地位。CFD）2013年，英國在新一輪電力市場改中建立了差價合約機制。差價合約低碳發電公司（LCCC）所簽署的長期合。差價合約將市場參與的一部分利益通過金融合的方式予以保障，合約雙方可以事先協合約電價及電量，最終以現貨市場電價與合約價的差作結。差價合約不僅可以實現風險對沖，而且允許市場通過現貨交易來完成最終的電量交易，時根據差價合約與現貨市場價格的差異來進行結。這種方法能夠維持現貨市場的功能，時為交易雙方提供價格波動的保護。|可再生能配額制+綠證制度可再生能配額制指國家或地區通過法律形式對可再生能市場份額進行強制要求，可再生能消費的最低限度，由此實現可再生能在一定時期內達到一定比例或數接與發電或可再生能證書賣訂立長期采購合約，以此尋求長期的價格確定性。根據美國經驗，訂立長期捆綁電能的可再生能證書合約能使可再生能配額制度達到最好效果，短期可再生能證書交易則作為補充平衡機制以提供靈活性。新能參與現貨市場新能參與現貨市場，有助于提升新能利用效率，完價格信號，為可再生能發展提供激勵。以德國為例，德國現貨市場包括日市場、日內市場、事后市場和實時平衡市場，日市場可以充分挖掘新能價，日內市場與實時平衡市場協調共平衡新能源出力波動，事后市場采用持續滾動交易模式，為市場提供靈活性。新能參與輔助服務市場以美國為例，一些試點運行證明了新能有能力提供調頻、調峰等可靠性服務，時有分析認為，美國風電與光伏發電參與輔助服務市場將相比于參與電能量市場能夠獲額外收入。但美國風電與光伏發電在輔助服務市場的參與度很低，否以及如何令風電和光伏發電更好的參與輔助服務市場，美國電力行業還在探索的問題。新能參與容量市場英國在2013年電力市場改中確立了容量市場機制，由于英國受地理條件約束，電網網架相對薄弱，在新能大規模發展的情況下，必須有足夠備用容量保障電的充裕性與電力系統的安全穩定運行。英國容量市場以拍賣形式進行，技術中立的，除部分因已簽訂差價合約等因不符合參與求的機組與容量外，其他所有存量和新增容量都有資格參加拍賣。|2.3新能發展市場機制創新對策建議1?暢通新能市場化消納的渠道一通過雙邊合形式，新能發電與電公司或者大用戶簽署長期購電協議，協議規定電量、電價及交付節點。電公司或大用戶按照合規定有定節點一定量的新能發電權，并以此時作為買方和賣方參與電力現貨批發市場競標。新能發電不二新能發電通過耦合靈活性資作為負荷服務實體參與中長期交易。簽訂中長期合曲線，并時作為買方和賣方參與電力現貨批發競標，兌現中長期合。三新能直接參與現貨市場交易。新能（長期）報量報價的方式參與日市場和實時現貨市場，逐步實現每5分鐘提交預測、完成競價、調度和結，5分鐘之內的偏差由自動發電控制系統（AGC）做調頻處理。保障舉措：一加快推進現貨市場建設，在省級電力市場的礎上，放開跨省跨區發電計劃，短期內按照《省現貨交易規則》，省買方作為電參與受端現貨市場出、賣方作為送端現貨市場負荷參與出，長期內構建統一電力市場，實現統一出，推動新能在更大市場范圍內消納。二完中長期交易制度設計，增加新能發電調整合的機會，縮短交易期，提高交易頻率。允許不電自由轉讓市場合，增加市場合的流通性，使電力中長期交易曲線盡可能匹配實際出力曲線。三鼓勵新能發電與電公司、大型終端用戶和保底供電主體等簽訂虛擬購電合2?完新能綠色價實現制度一以強制性配額落實可再生能消納責任制。完成政府強制性的可再生能消費配額，綠色電力證書的最大需求。我國在2017年試行可再生能綠色電力證書制度之初|2018年起時啟動可再生能2021年，國家能局在《關于征求2021年可再生能電力消納責任權重和2022-2030年預期目標建議的函》中提出，2030年全國統一可再生能電力消納責任權重為40%，其中非水電電力消納責任權重為25.9%。近兩年來，受各種因素影響，可再生能電力消納配額制還未能到很好的執行，大大制約了對綠色電力證書的需求。應加快落實可再生能2030年非化石能消費比重達到25%。時，應該將消納責任制壓實到電公司等負荷服務主體，并制定與之相配套的考核和獎懲制度。二。可再生能交易的時，綠色電力證書同步交割，如果企業通過接綠電交易完成可再生能消納配額的成本過高，則可在二級市場上購買綠色電力證書以滿足配額的綠電綠證交易機制電分離”，調動了綠色電力消納的積極性，優化了資配，大大降低了可再生能配額制實施的制度成本。我國的綠色電力證書只允許交易一次，二級市場缺失，在缺乏市場高效運行的情況下，通過強制配額的方式落實可再生能消納的制度成本過高。應盡快放開綠色電力證書交易二級市場，允許綠色電力證書在用戶之多次交易，建設全國統一的綠色電力證書交易市場，促進其全國范圍內高效流通。通過構建全國統一的綠色電力證書交易市場，使承擔可再生能電力消納配額的企業可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能消納責任。時，加強認證機構與綠色電力證書交易機構的信息數據交互，確保綠色電力證書的唯一性，避免可再生能電力的綠色價被重復計。三積極推進中國綠證的國際認可。中國的綠色電力證書在國際市場上認可度低，限制了出口企業和跨國供應鏈上企業的購買需求。比如在國際上認可度較高的RE100倡議聯盟對于企業使用中國綠色電力證書保證100%使用可再生能電力承諾的態度僅為“有條件認可”。《關于做好可再生能綠色電力證書全覆工作促進可再生能電力消費的通知》，解決了之中國綠色電力證書核發范圍不全、“一電多證”等問題，從供給側完礎，應早日與RE100等國際組織開展對話和磋新評估，公平、客觀、不帶附加條件地認可中國的綠色電力證書。|四有效銜接綠證與國內外控碳政策。綠色電力證書消費可再生能屬性的證。綠色電力證書主用于滿足國內政策（比如可再生能消納責任制）和國際市場求（比如100%可再生能倡議，RE100）。在中國即將實施碳排放雙控制度的情況下，綠色電力證書可能會被大量用于核減企業碳排放量。根據可再生能電力項目的環境屬性不能重復開發的則，用于核減企業碳排放量的綠色電力證書不能在用于其他需求。比如，在RE100求綠色電力證書必須復開發的環境權益，包括可再生能電力項目開發過的碳抵消量。為避免這種現象，建議在綠色電力證書對可再生能電力項目全覆的礎上，由國家能局統一對核電、火電的零碳能源屬性進行認證，發放“零碳電力證書”，作為企業和有關機構消費零碳能的唯一證。綠色電力證書自動成為零碳電力證書，而零碳電力證書則不能作為綠色電力證書使用。認證零碳電力可以使用零碳電力證書抵消碳排放量，而將綠色電力證書優先用于滿足國內政策和國際市場的求。3?實施政府授權合約制度。對于保障收購的“計劃電”，應轉向政府授權合約機制，保障新能企業合理收益，做好計劃與市場的銜接。具體操作上，可以由政府授權電網企業或在省級層上成立專門的地方國有公司，該公司負責收購新能保障性計劃電，并負責提供保底供電服務。另外，該公司還可以與新能發電簽訂虛擬購電協議，支持新能發電對沖現貨市場價格波動風險，所產生的損益單獨核，由全體用戶分攤。|3加快推進煤電轉型的市場機制創新3.1電轉型發展機制現狀與問題顯著位，且短期內仍將保持主體電的地位。據中電聯數據顯示，2023年全國電裝機達到了11.6億千瓦，占電力總裝機的39.9%，發電量的占比仍然接近六成。在國家應20101?電機組改造方：近年來，電行業一方經歷裝機和發電量占比的下降，另一方呈現出靈活性與潔化程度提高的趨勢。通過實施“上大壓小”“等量替換”等政策，電行業積極淘汰落后機組，優化國家發展改委、國家能局于2021年10月29日印發《全國電機組改造升級實施方案求旨在降低電機組的度電耗和二電機組供熱負荷以實現對低效率、高排放的分散小鍋爐的替代和進一步提升電機組負荷調節能力，為新能消納釋放更多的電量空80%以上電機組進行了節能改造，90%以上電機組實現了超低排放。|2024年7月，國家發展改委、國家能局聯合印發了《電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，提出生物質摻燒、綠摻燒、碳捕集利用與封存等3種電低碳發電技術路線，并對電低碳化改造建設的項目布局、機組條件、降碳效果等作出具體求：到2025年，首批電低碳化改造建設項目全部開工，轉化應用一批電低碳發電技術；相關項目度電碳排放較2023年類電機組平均碳排放水平降低20%左右、顯著低于現役先進電機組碳排放水平，為電潔低碳轉型探索有益經驗。到2027年，2023年類電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發電機組碳排放水平，對電潔低碳轉型形成較強的引領帶動作用。2?市場機制改革方發電上網電價市場化改于建立電容量電價機制的通知》為核心，標志中國電轉型市場機制改進入了深水區。發電電量上網電價、擴大市場交易電價上下浮動范圍和強化輔助服務市場，增強燃發電上網電價的靈活性和反應性；后電在新型出的兩部制電價機制。當的電市場機制改，一方通過深化燃發電上網電價的市場化改，增強電價信號的引導作用，激發市場活力，促進節能減排和能結構調整；另一方，通過建立容量電價機制，確保電在轉型期的穩定過渡，為電力系統提供必要的容量保障和靈活調節能力，時為新能的大規模接入和消納創造了有利條件。這些改推動中國電行業向更加市場化、低碳化、靈活化的方向邁進，助力國家實現碳達峰、碳中和目標。3?穩定炭價格方：2022年，國家發展改委先后印發了《關于進一步完市場價格形成機制的通知》（發改價格〔2022〕303號，以下稱303號文）和2022年4號公告。303號文提出了炭中長期交易價格合理區，4號公告提出了炭領域哄抬價格行為的具體認定標準，實質上明確了炭現貨價格合理區，兩份文件構建了炭價格預期引導和調控監管的閉環機制。盡管各地電企業已經完成了一輪超低排放和節能技術改造，但在進一步投資進行深度潔化改造過程中，還臨諸多問題。|1?技術與經濟性挑戰：一潔化利用還存在不少技術瓶頸。清潔化利用方，在超臨界二化碳發電技術、碳捕集利用與封存（CCUS）、氣化燃料電池發電、燃耦合生物質發電等技術方仍需突破，現階段技術研發難度大、成本高。二電轉型中的改造任務艱巨。受炭供應緊缺、價高企、電價格倒掛等多重因素影響，電企業存在一定的經營困難，而電潔化利用和靈活性改造又需投入大量的技術和資金，對企業造成很大壓力，會造成企業潔化和靈活性改造2?政策與監管挑戰：一深入推進電轉型的相關支持政策不夠完，發電企業改造動力和積極性不足。二不完，無法有效保障轉型政策的實施力度和實際效果。3?市場機制協挑戰電力市場機制設計不完電順利轉型。一方，電力市場與碳市場的協發展缺乏明確的頂層設計方案，這導致兩個市場未能形成有效的互動與互補。另一方，由于風光等新能征，電機組依然扮演造成電企業的經營困難，甚至影響到電力系統的整體穩定性和安全性。3.2電轉型發展機制的國際經驗借鑒全球可持續發展、應對氣候變化的重任務，各國在其氣候目標下選擇了不的電轉型路徑，嘗試建立不競爭性電力市場或設計相應電側容量機制，以獲得相應的電轉型成效。現以德國、英國和美國為例，對國外電轉型主措施和容量機制或市場設計進行分析，并總結出國外經驗對我國的啟示。1?德國德國歐洲最大的炭消費國，作為一個富少氣的國家，其能轉型的核心在于逐步淡出電和核電。為了解決退和棄核帶來的電網安全挑戰，德國自2016年起實施了電網備用機制，隨后引入了容量備用和“電備用”機制。|德國推動電轉型的主措施有：（1）發布《退法案》，明確退規劃。德國在2020年發布《退法案》，對電退出的時進行了具體規劃，并就電力供應安全、就業安、關聯產業轉型、社會保障等問題給出了詳細的規劃。（2）采用硬煤燃電廠退役補償招標競爭機制。從2020年到2027年，德國聯邦網絡管理局組織硬煤燃2028聯邦政府提供扶持和補償資金。一方，德國政府向產州提供資金支持，用于礎設施改造和人員安；另一方，降低輸電費用以電價上漲。通過補的方式使淘汰燃發電的成本不會轉移給電力用戶。（4）完電力輔助服務的招標方式，鼓勵多元主體參與輔助服務市場。德國電力輔助服務市場中，輸電運營通過雙邊合或競爭方式，組織發電和用戶側主體參與電力輔助服務市場，其中最重的調頻輔助服務。（5）推動電機組改造后最小出力可進一步降低至20%，并通過完善電價機制來傳導靈活性改造的成本。（6）采用容量備用機制。德國的容量備用模式則旨在提供額外的備用發電能力，以應對市場需求短缺，包括電網備用、容量備用和“電備用”三部分。2?英國2021年，英國政府發布的《英國能白皮書》詳細規劃了至2050年實現能系統碳凈零排放的目標。英國推動電轉型的主措施有：（1）逐步淘汰電。英國政府制定了到2025年完全淘汰燃發電的目標。英國與加拿大帶頭發起創立了“電力去聯盟”Alliance），被稱為化石燃料的“核不擴散條約”，目已有104個國家參加。（2）發展可再生能。通過提供補、稅收優惠等政策措施，鼓勵企業投資可再生能項目，積極推動可再生能技術的創新和應用。（3）建設智能電網。英國政府正在建設智能電網以應對可再生能的歇性和波動性，通過引入先進的通信技術和控制技術，實現電力系統的智能化管理和調度。（4）實行容量市場機制。英國的容量市場首先由英國能和氣候變化部根據電力調度機構確定容量需求，再進行一級容量市場的拍賣、開展二級容量市場交易（包括物理交易和金融交易）；競標成功的容量提供將在交付年到相應的報酬，需確保容量提供履行在交付年有需時提供能量的義務，否|則就電損失相關的罰款；容量合的費用由電承擔，依據其交付年在電能市場中所占份額進行結。3?美國美國炭退役率的降低促進了炭產能的上升，貢獻了2023年退役裝機容量的近一半。隨可再生能裝機增加和一些傳統化石燃料發電退役，美國發電裝機容量正處于轉型期。從轉型進程上，目美國處于以石油和天然氣為主的化石能時代。美國在轉型過程中充分發揮自身資優勢和點，并通過相關政策法律來推動電轉型。美國電轉型的主措施有：（1）通過頁巖氣命穩定能供給，選擇天然氣和核能作為過渡能。美國大力推動頁巖氣命，從第一次石油危機后就啟動對頁巖氣的研發命使供給上實現自給自足，也減少了對電的依賴。（2）將燃電廠轉換為天然氣發電廠。用天然氣發電替代燃煤電廠可以有效減少二化碳排放，有助于實現能轉型。（3）大力發展投入資金支持技術研發；二通過稅收減免降低應用成本；三投資礎設施建設。（4）豐富輔助服務交易種，引入促進新能消納的輔助服務產和依據可靠性定價模型的容量市場。（5）構建的容量市場機制。4?國際經驗的啟示（1）發揮政府作用，針對電轉型出臺相關政策德國提出《退法案》來確定退的時，并且通過制定燃電廠退役補償招標競爭機制來關白皮書》詳細規劃了至2050年實現能源系統碳凈零排放的目標；美國政府通過控制發電企業污染物的排放來降低電投資的積極性，通過可再生能配額制等機制促進綠色能的發展。（2）大力發展綠色低碳技術加大在綠色低碳技術上的資金投入，在電轉型階段尋找能安全過渡的方法，重視能技術，德國通過大數據技術和能技術結合開發智能電網。|（3）通過有效的容量機制和電力市場機制激勵電轉型有效的電力市場機制電力市場機制推動電轉型。德國完調頻輔助服務招標方式，鼓勵多主體參與調頻市場；英國引入容量市場機制，通過糾正市場失靈和容量價格來引導電投資；美國增加了市場主體通過輔助服務獲取收益的方式，時通過容量市場機制保障了電力系統長期供電充裕性。結合我國電轉型國情來：第一，我國可以借鑒相關經驗，明確目標容量的定價機制與運作模式；第二，借鑒英國政府將需求側資與供應側資求側資美國的容量市場為我國提供了設計類似機制的模板時，也味在電轉型中，我國需加強區域電網互聯，促進跨省跨區電力交易，提高系統整體的可靠性和經濟性。3.3完第一，完電力市場體系構建，建立健全多元化、區域與統一市場交易相融合、現貨與中長期交易相協調的電力市場交易體系。（1）建立多元化中長期交易體系：鼓勵發電企業與用電大戶簽訂中長期購電合，別推動可再生能發電企業與電發電企業打捆參與交易，為電企業提供穩定的收入預期，時促進潔能消納。引入期貨、期權等金融衍生，增加市場靈活性和風險管理能力。（2）完輔助服務市場：明確界定輔助服務種類（如調峰、備用、啟動等），建立合理的輔助服務補償機制，鼓勵電企業通過技術改造提升靈活性，參與提供輔助服務，獲取額外收益，逐步減少其作為礎負荷電電力供需的瞬時變化，激勵保護各方利益，避免市場操縱。電容量電價實施細則，穩定電企業定成本回收預期，推動電機組進行必的投資和改造。加強對各地落實跨省跨區容量電價分攤機制，推動跨省跨區中長期交易的簽約履約，保障電力供應充足。|加強國家層對熱價調整的指導，考慮優化供熱機組容量成本回收機制，研究熱工況下供熱機組靈活性調節能力與電容量電價機制的合理銜接。力推進向容量市場的過渡電的接補，轉而通過市場競爭決定容量價。時，為轉型過程中的電企業提供必的技術和財政支持，減輕轉型壓力。（2）強化監管與評估：建立健全容量市場的監管體系，定期評估市場運行效果，及時調整和完相關政策，確保容量市場的健發展和公平競爭。第四，加強碳市場與電力市場的銜接與融合，建立碳市場與電力市場的聯動機制，推動二者協發展通過提高電的碳排放成本，激勵企業減少炭使用，增加潔能發電比例。實施碳排放配額交易與電力交易的聯動機制。（2）增強信息共與平臺對接：建立碳市場與電力市場數據共機制，利用大數據、云計等技術手段，實現兩個市場數據的高效對接與分析，為市場主體提供更加精準的市場信號，促進資優化配。|4推動儲能多場景應用多技術路線發展的市場機制創新4.1儲能發展機制現狀與問題1?儲能市場機制發展現狀（1）抽水蓄能市場機制①單一容量制電價：電站租賃給電網經營，核定容量價格，電站收益依靠容量電費實現。容量電費根據電站投資成本核定，按照電站可用容量給予全年一次性收入，作為其全部收入，回報穩定，反映了電站的容量作用性。②兩部制電價：兩部制電價由容量電價和電量電價構成，由國家政府價格主管部門核定。2014年，國家首次明確抽水能電站實行兩部制電價，電價按照合理成本+準許收益核定，時提出容量電費和抽發損耗納入當地電網運行費用統一核，隨銷電價統籌考慮。隨新一輪電力體制改的推進，國家于2016-2019年能不納入電網準許收益或成本考慮，導致抽水能電站投資積極性受挫。2021年5月，國家發改委印發《關于進一步完抽水能價格形成機制的見》，進一步強調堅持并優化抽水能兩部制電價政策，時明確將容量電價納入輸配電價回收。|（2）新能強制配置儲能機制2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內古等地續在新能上網等相關文件中提出了對儲能技術、配套等具體求。目絕大部分省市已出臺政策規范配儲比例及時長，比例從最初的5-10%提升至10-20%，時長也提高至最高4小時。風電配儲比例中，湖北、廣西配儲比例最高，達20%，吉林、甘肅省河西區次之，達15%，其余9省區均為達15%，其余11省區均為10%。（3）新型儲能財政補機制目，我國通過多項財政補政策大力發展發電側儲能和用戶側儲能。①發電側儲能補機制：2021年以來已有20多個省份發布新能配儲政策，明確新能配儲能比例在5-30%之、儲能時長1-4小時不等。浙江、海、四川、重慶等省份發布了新能配儲補政策，補方式主包括放電補、容量補、投資補。安徽、貴州、河南等省份發布了新能配儲參與輔助服務市場的政策，交易種主包括調峰、調頻、備用等。從各省儲能政策上，發電側儲能推行力度遠高于電網和用電側儲能。地方儲能發展政策以“強制安裝+有效激勵手段+補”為主，主可以分為兩類：一類項目必須按一定功率配比配福建等地；一類鼓勵新能項目按一定功率配比配發電側儲能，時會在項目審批、并網時給予傾斜。此外，部分地區（海、新疆等地）會給予發電側儲能發電量一定補②用戶側儲能補機制：2022年以來，針對用戶側儲能補政策頻發，成為地方爭取項目投資、產業落地的重手段之一。補方式主以容量補、放電補和投資補貼為主，補方向主與分布式光伏結合為主。其中浙江、江蘇、四川、安徽、廣東等地政策出臺最為集，浙江省龍港市、北京市、重慶市銅梁區等地方政策支持力度較大。|2?儲能市場機制現存問題（1）抽水蓄能市場機制現存問題①發展規模和資儲備落后于電力系統需求。抽水能電站規模巨大，對自然資源條件求較高，抽水能電站建成投產規模小、在電結構中占比低，我國抽水能電站資能電站需求規模大，但建設條件好、制約因素少的資儲備相對缺乏，形成資儲備與發展需求的不匹配。②市場化程度不高，價格機制有待進一步完。國內抽水能電站市場化獲取資源不足，非電網企業和社會資本開發抽水能電站積極性不高。時，抽水能參與市場的方式有限，電量按照市場定價結卻不參與市場交易，僅依靠調度進行管控，為盈利方式帶來了不利因素。（2）新型儲能市場機制現存問題①強制配儲成本太高。儲能設備的成本較高，建設和維護成本也較高，需大量的資金投入。這對于企業而言，會增加項目的投資成本和運營成本，降低企業盈利能力。②新型儲能市場機制未成熟。目國內儲能市場還不夠成熟，缺乏相關政策和市場規則的支持，使儲能設備的利用效益和市場回報率無法保障。。4.2儲能發展機制的國際經驗借鑒1?國外抽水蓄能價格機制與運營模式全球抽水能電站中約85%的電站采用內部核制（電網統一經營）或租賃制形式解決投資回報問題。采用內部核制的主有法國、日本以及美國的一些州，這些地區沒有獨立的抽水能電價。租賃制形式由第三方投資，由電網來租賃，相關費用納入電網統一核，再通過銷電價一并疏導。其余15%的情況抽電站參與市場競爭，典型代表英國和美國一些地區，但這些電站通過市場競爭來參與電能量和輔助服務市場獲得的收入僅占到收益的20%～30%，其他絕大部分還通過補償的方式獲取。|表1?國內外抽水蓄能電站主流電價機制對比電價機制典型代表國家優點缺點未反映實時價，調度缺乏收益與電網捆綁，電網按需調日本、法國，以價格信號；租賃成本未到內部核制度，收入穩定，有利于吸引地及美國部分州有效分攤；電站主觀能動性方資金較低租賃費事按“成本、收易于結、權責分明，電網可益”的方式核定，并不能真租賃制日本、美國按需調度，電站經營管理收入正反映抽水能電站的實時較為穩定價，租賃期限和租賃費的核定、考核也存在難點既有利于吸引投資，也有利于電網承擔了市場預測風險，兩部制電價中國電網靈活調度且計量計費系統比較復雜美國、英國上網電價高，有電價波動風參與電力市場以價格信號反映價，有效分覆區、德險；輔助服務價難準確衡競價持成本，免于核算國、瑞士量；缺乏激勵機制+變動定收益保障本收益，變動需較為成熟市場條件和完英國競價模式收入體現價，電站積極性高的市場激勵機制2?國外典型國家（地區）新型儲能市場化交易機制（1）參與現貨電能量市場方：美國聯邦能管理委員會（FERC）2018年發布841號法令，指示獨立系統運營（ISO）和區域輸電組織（RTO）制定規則，在非歧視的礎上向儲能資開放其批發能量、容量和輔助服務市場；英國國家電網從2018年5月開始放松平衡機制的準入，簡化和明確儲能及聚合參與平衡機制的流程；澳大利亞在2021年引入5分鐘結機制，為投資儲能等快響應技術提供更準確的價格信號。（2）參與輔助服務市場方：美國德州電網運營組織（ERCOT）投運的儲能平均時長1小時左右，主參與調頻和響應備用服務，2022年儲能系統提供的輔助服務比例超過于2023年發布了應急備用服務（ECRS），求連續2個小時保持在指定容量水平，有利于2小時以上儲能系統的部署；英國從2022年開始續推出3項新的調頻輔助服務|在響應時方具有顯著優勢；澳大利亞允許5MW及以上的儲能電站參與調頻市場，現有調頻種響應時涵4秒~5分鐘，還推出1秒內響應的快調頻種供儲能參與。（3）容量補償或容量市場方：美國的新英格蘭電網運營ISO-NE將2小時確定為獲滿容量信用所需的最短持續時，包括加州電網運營CAISO、中部電網運營商MISO等在內的幾個地區為4則求8以滿足高峰需求并整合可再生能，RA合可為時長為4小時的儲能項目提供長達10年以上的容量補2016年開始允許包括電化學儲能在內的新興資參與容量市場，為反映不時長的儲能系統的容量可用性，設定容量降級因數。4.3儲能發展市場機制創新對策建議1?完抽水蓄能兩部制電價政策，加快確立抽水蓄能電站獨立市場主體地位。第一，強化統一規劃，優化成本審核引導合理投資。加強抽水能電站的統一規劃，實現抽水能電站建設的有序進行。結合電結構和布局、電網發展、負荷點及全國聯網等因素，確定抽水能電站的合理比重、布局和建設時序。進一步優化成本監審制度設計，引導抽電站合理投資，促進抽水能行業健良性發展。對管理費用、辦公用房等成本費用將節約部分按照一定比例在電力用戶和抽電站之進行分。對于未充分考慮地方發展情況盲目投資的省份，應設相應主管部門追責制度，避免將投資風險轉嫁給電力用戶。此外，明確抽水能電站核準依據，對項目立項進行嚴格把關，除了審核總造價外，進一步針對項目功能、利用價等，全確定立項費用。第二，確保兩部制電價政策下抽水能電站的合理調度。明確調用抽的場景，常見場景包括出現電力保供缺口、新能消納困難、支撐電網安全及應急處電網故障和異常時等。一般情況下，應主對抽電站以滿足電力保供和新能消納為目標進行“按需應急調用”。第三，加快建立健全市場體系，逐步引導抽水能機組更加充分地參與市場競爭，充分體現抽水能電站的市場價。在中長期市場中，構建促進消納的配套市場機制，鼓勵|抽電站作為新型主體參與省內或跨省區分時段中長期交易，解決新能的波動性、歇性問題；在現貨市場中，充分發揮市場在電量電價形成中的作用，已開展電力現貨市場試運行的省區，允許抽水能參與現貨交易并按市場價格結。加快電力輔助服務市場、容量市場建設，引導抽水能這一殊調節電的有序投資，獲取合理回報。2?短期內探索儲能容量電價機制，結合新型儲能的系統功能采用多元化定價方式。第一，進一步完電側儲能價格形成機制，推動新型儲能與所配套的電一起參與電力市場。現階段電側儲能的成本疏導機制應遵循先向電側疏導再接傳導到用戶的+儲能”電側儲能價格形成機制，推動新型儲能與所配套的電一起參與電力市場；時，加快推進電力市場建設完市場價格機制，進一步體現電側儲能價。第二，促進電網側新型儲能業模式多元化探索。開發“共”儲能業模式和行業標準，將區域獨立分散的電網側、電側、用戶側儲能電站資進行全網優化配、統一網荷各端儲能能力全優化配碳”目標景，挖掘探索電網側新型儲能參與碳—電耦合市場的可行性，開拓電網側新型儲能的收益新道。第三，完獨立儲能參與電能量市場的交易機制，構建獨立儲能價格市場形成機制。建議已開展現貨市場建設的地區度提高市場主體參與電力現貨電量的比例，擴大價格上下限。而在那些未啟動現貨市場的地區，進一步合理化調峰輔助服務費用，并盡快建立現貨交易規則，將獨立儲能納入其中。部分存在成本回收困難、調用次數偏低等問題的地區拓展獨立儲能企業的收益渠道，探索共儲能容量租賃機制等新興業模式，促進儲能企業的規模化發展。|5推動用戶側資源參與系統調節的市場機制創新5.1用戶側參與系統調節的現狀與問題1?用戶側資參與系統調節現狀新型電力系統下終端電氣化水平的提升，帶來了大量多元化的用戶側資并蘊藏著巨大的系統調節潛力。2023年中國全社會用電量為9.22萬億千瓦時，比增長6.7%，預計2024年全國統調最高用電負荷達14.52023年增加約1受電供應緊張、用電負荷增長等因素疊加影響，我國少數省級電網在部分時段電力供需形勢較為緊張，使實施電力需求響應、推動用戶側資參與系統調節以保障電力供需平衡成為必。（1）用戶側資類型、聚合與負荷管理當我國用戶側可調資主包括分布式發電資、可調節負荷資、用戶側儲能資、其他新型負荷資等，這些資具有容量小、數大、種類多、分散化的征，需通過負荷聚合、虛擬電廠等模式聚合形成規模化調節能力。傳統上，電網企業對于需求側資況組建電力負荷管理中心，統籌協調開展電力負荷管理工作。|（2）用戶側參與系統調節的市場機制《電力需求側管理辦法（2023年版）》指出“全推進需求側資參與電能量和輔助服務市場常態化運行”，“支持符合求的需求響應主體參與容量市場交易或納入容量補償范圍”。近年來，我國多個省市為進一步深化電力需求側管理，續出臺相關補貼政策，引導電力用戶主動開展需求響應削峰填谷，并從響應方式、補核標準、價格形成機制、定價方法、補償分攤等方進行市場機制設計。在響應方式方，根據需求響應的事先規劃差異，分為邀約需求響應和實時需求響應兩種方式，也有部分省份根據需求響應的目的分為削峰需求響應與填谷需求響應。在補標準核算方，需求響應補金額的確定主由補償準價格、響應負荷量、響應時、補價格系數、響應度系數等因素綜合決定，其中補價格系數反映實時響應容量度系數則根據需求響應提通知時的長短決定。在價格形成機制方，包含定價格機制和市場化價格機制兩種方式。定價格機制下各省市根據需求響應的類型、響應度、響應負荷量、響應時等因素確定階梯式的固定價格補償標準；市場化價格機制下，于不需求響應類型采用市場化申報的方式確定補償標準。在定價方法方，補償機制包括單一補償機制與兩部制補償機制。單一補償機制下按照相關補標準進行電量補償；兩部制補償機制下的補構成包含電量補償與電容補償兩個方，兩部制補償機制更多應用于響應時短的緊急需求響應。在補償分攤方，主包括以下五種方式：①尖峰電價或季節性電價：將尖峰電價或季節性電價的增收部分作為需求響應補償資金來，目四川、江蘇等省份主采用這種方式。②購電差價盈余：以跨區域省富余可再生能電力現貨交易購電差價盈余或年度跨省區交易電量計劃形成的購電價差盈余等作為需求響應補償資金來，采用這種方式的省份主采取這種方式的主有天津市、福建省等省市。④補償資金分攤：補償資金分攤將補償資金疏導至用電側與發電側，具體的分攤方式包括發電側承擔分攤責任、用電側承擔分攤責任、發用兩側共承擔分攤責任，采用這種方式的主有甘肅、浙江等省份。⑤納入供電|成本：將開展需求側管理工作的合理支出以納入供電成本的方式進行疏導，采用這種方式的有河南、山東等省份。2?用戶側參與系統調節存在的問題（1）電力市場化建設有待深入，電價體系有待完。雙邊電力現貨市場的建設仍有待加快，連續結試運行仍有待在更多地區推廣，以實現現貨市場分時價格信號的傳導。，通過細化峰谷電價時段、增加較小時尺度分時電價等方式激發用戶側資參與系統調節的積極性。（2）用戶側資參與系統調節積極性參差不齊。從用戶側資參與系統調節的實際開展情況，目響應資仍以工業用戶為主。部分工業用戶削減負荷所帶來的損失高于參與系統調節的收益，例如鋼鐵企業，其生產鏈的復雜性與各環節的關聯性求部分生產環節的關鍵生產設備需連續運行，導致用戶側實際響應容量與用戶申報容量存在較大偏差。時，除電力市場外，用戶側可調資如何充分發揮其綠色價，如何參與綠色市場并獲取相應收益以提升其參與積極性等問題有待解決。（3）仍需探索用戶側參與系統調節的常態化補償機制。當用戶側資參與系統調節的補償資金來的渠道具有臨時性、波動性的點，資金來渠道有待拓寬，有待形成長期穩定的資金來。部分地區補資金來方式單一，補償資金的可持續性不足，補償資金易受政策預期不確定性的影響而產生波動，與市場銜接不足制約了資配效率的提升，加大了需求響應成本疏導難度，影響需求響應的常態化運行。（4）相關主體的獨立市場地位有待明確。網荷各側調節資和風光儲聯合單元、負荷聚合、虛擬電廠等主體的獨立市場地位有待進一步明確，時應賦予參與系統調節的供需兩側資及其主體平等的權利與義務。（5）用戶側資參與電力市場的相關規則仍需不斷完。一方，用戶側資類型多樣，其運行性、應用場景、成本征、可調容量、調度方式、響應率以及獲利偏好因地制根據用戶側資線、報價報量方式、考核方式等設計方進行差異化的市場規則制定，以緩解因市場機制設計|不明晰所帶來的資參與系統調節的相關保障制度，如信用激勵制度、法律規范綜合保障體系等有待完。5.2用戶側參與系統調節的國際經驗借鑒1?美國市場美國最早開始實行需求響應的國家之一，用戶側資參與系統調節已逐漸由傳統公共事業計劃向一種被負荷削減服務提供（CSP）管理的重資轉變。美國市場采用自愿需求響應計劃，通過負荷削減服務提供對終端用戶在高電價期或電網可靠性并強調用戶側資的價格敏感性在維持市場競爭性與保證電力系統運行穩定性中的重作用。在用戶側可調資市場采用了并且在未來將長期采用負荷削減服務提供模式，在該模式下，用戶側可調靈活性資可參與電能量市場、容量市場與輔助服務市場。在能量市場中，提供了多種可選的用戶線負荷方法。時，根據2011年美國聯邦能管理委員會745設了凈效益測試，通過對比凈效益價格與節點邊際電價以確定需求響應資的調度否具有成本效益，并參照節點邊際電價進行補償，在保護消費免受損害的時進一步擴大需求響應的社會凈效M市場對超出規定偏差范圍的電量進行偏差考核，以保證實際響應容量滿足中標結果求。在容量市場中，2007年市場采用可靠定價模式（RPM）替代信用容量市場，RPM模型下，通過采購滿足未來三年預測能需求的電力供應資以確保電力系統的長期可靠性。在價格形成與成本分攤方，削減服務提供申報可削減負荷容量與價格參與市場競價，中標后補償為出價格乘以中標容量，在收到容量市場的拍賣補償后，削減服務提供需與用戶簽署需求響應協議，并于規定的容量交付年部署，向市場參與主體支付的容量費則按用戶年峰荷水平分攤給用戶。從執行效果來，RPM定價模式與模|式的綜合運行使負荷削減服務提供在需求響應批發市場上，大幅增加了容量提供、系統緊急狀態下的用電削減等方的服務收入。在輔助服務市場中，市場允許需求響應資參與日計劃儲備市場、步儲備市市場通過市場規則的調整，嘗試允許更多用戶側可調資滿足輔助服響應調度的選擇。市場在2012年簡驗證流程，以調動更多靈活性調節資。從市場對用戶側可調資的認識來，需求響應資區別于傳統發電資與其他供應資，為了實現電網安全穩定運行而作出的減少消費承諾。在指導市場應非歧視性的，強調需求響應資與其他電力資平等的地位，時高效率的市場會統籌考慮各種性的所有資市場中用戶側資參與系統調節的重透明的用戶側資應用于電網管理，通過用戶側資的價格敏感性保障市場競爭性與市場運行成效，協調各州監管機構，以促進批發市場和零市場激勵措施的一致性。2?澳大利亞NEM需求響應澳大利亞能市場運營（AEMO）于2013年發布了關于需求響應機制以及輔助服務分拆的詳細設計，并于2020年發布了需求響應資參與電力批發市場的指南。澳大利亞采用批發需求響應機制（WDRM），當需求響應服務提供（DRSP）在系統電價高點主動提供需求響應時，DRSP以高于響應成本的價格進行競價，當市場價格高于競價時達成出協議，時為確保零，零售相應的補償。在市場機制設計方，澳大利亞國家電力市場NEM需求響應注重雙邊市場設計工作，雙邊市場下，買方從賣方處獲服務的價格可以反映買方對該服務的估和賣方提供該服務的愿，用以反映用戶側資削減電力負荷的愿，這在實現終端用戶以有效的價格進行電力消費與降低電力市場供應成本方有雙重好處。|5.3推動用戶側參與系統調節的市場機制建議1?推動電力市場建設不斷成熟用戶側資可以滿足不調節期、不調節容量下的系統調節求，能否充分調動用戶側資參與系統調節積極性的關鍵則在于靈活性資價的挖掘，而電力現貨市場與中長期市場的分時價格信號靈活性資價的重體現，時完且成熟的電力市場可以為用戶側資參與系統調節提供良好的平臺，用戶側資參與電力市場所獲補的經濟合理性決定其充裕程度與資配效率的關鍵。隨我國多層次統一電力市場體系的初步構建，目，我國正有序實現電力現貨市場全覆并進一步推動現貨市場連續結試運行，時優化中長期市場價格機制，推動中長期交易組織精細化，以更加成熟的電力市場建設加強現貨與中長期市場分時價格信號向終端用戶的傳導與分攤。2?挖掘用戶側資調節潛力，探索建立用戶側資參與系統調節的長效補償機制通過分析各類用戶側資的運行性、應用場景、成本征及其在不價格補償下參與系統調節的可調容量與調節時段，結合地方稟賦征，建立分類資庫并動態更新，以充分挖掘各類用戶側資的調節潛力。時，探索建立長效補償機制，按照“誰提供、誰獲利；誰受益，誰承擔”則進行費用疏導，為具備調節能力的主體提供更多盈利空，以充分挖掘用戶側可調資的積極性并推動用戶側資的常態化運行。3?明確相關主體的獨立市場地位，遵循技術中立則完市場交易機制通過立法等方式明確網荷各側調節資和風光儲聯合單元、負荷聚合、虛擬電廠用戶側資參與系統調節的技術性與獲利偏好有所差異，在不發展階段的有效調節量和偏好調節方式也不盡相，應分類型、分階段設計用戶側資參與系統調節的相關市場規則。時，應遵循技術中立則，鼓勵各類主體公平參與電能量市場、輔助服務市場、容量市場、綠色市場等各類市場，與發電企業、電力用戶、電公司等經營主體有平等的權利義務，等承擔各類市場的經濟責任、履行市場交易結果。|4?充分發揮數智化技術的支撐作用隨大數據、云計、物