9月1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举办。本次会议聚焦电力市场建设与能源低碳转型、电力市场与碳市场、新型辅助服务体系等核心议题，通过专家主旨报告、圆桌对话及互动交流等环节，深入探索高比例可再生能源发展与电力市场机制协同创新路径。

  会议由清华大学黄播app 副研究员郭鸿业主持，特邀北京电力交易中心副总经理、中国能源研究会电力市场与碳市场专业委员会副主任委员李竹，剑桥大学教授Michael Pollitt，得克萨斯大学奥斯汀分校教授Ross Baldick，华南理工大学教授荆朝霞，中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放，怀柔国家实验室智慧能源研究中心副研究员许庆宇等专家学者参会，清华大学黄播app 主任、中国能源研究会电力市场与碳市场专业委员会委员康重庆，中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运作开幕致辞，清华大学黄播app 副主任孙凯出席本次会议。

【专家致辞】

孙正运致辞中表示，高比例可再生能源发展是时代赋予的使命，风光资源的间歇性和不确定性使电力系统安全保供压力增大，对调节资源的需求攀升推高了系统成本，挖掘各个利益主体的调节能力和潜力，电力市场的建设是破局关键。一方面需要设计科学的市场机制，激励火电、水电、储能和用户互动等提供调节能力，提升系统韧性；另一方面要统筹新能源保障性消纳与市场化交易，通过市场机制提升其价值并保障公平竞争；另外还需要构建容量市场与可靠性机制，在新能源高占比下确保电力充裕性与应急抗风险能力，守住能源安全底线。

康重庆在致辞中表示，当前全球能源结构加速绿色低碳转型，我国可再生能源装机占比持续攀升，高比例可再生能源并网对电力系统安全稳定运行提出更高要求。电力市场是缓解消纳困境、平衡安全与效率、驱动能源转型的重要力量。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。我国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。

【主旨报告】

李竹发表了题为“适应高比例新能源的中国电力市场建设实践”的报告，介绍了我国电力市场改革的总体进程，当前电力市场机制体系总体框架以及中长期、现货、辅助服务市场的主要成效，分析了在新能源占比不断提升的发展形势下，我国电力市场建设面临的主要挑战。在此基础上，提出了下一步适应高比例新能源的电力市场机制完善与创新的主要思路。

Michael Pollitt发表了题为“电力市场与碳市场：欧洲经验”的报告，聚焦欧洲电力市场与碳市场融合发展的实践经验，探讨欧洲模式对中国的借鉴意义。从欧洲电力市场和碳市场演变历程、运行机制及协同效应入手，探讨如何通过市场机制推动能源体系深度脱碳，同时保障能源安全与市场效率，进一步论证电力市场与碳市场的协同发展是低碳能源政策的核心支柱。结合2021-2023年能源危机对欧洲地区能源体系的挑战，深度剖析了欧洲碳市场的发展历程。

Ross Baldick发表了题为“北美电力市场中的新型辅助服务体系与惯量辅助服务”的报告，梳理北美电力市场辅助服务的发展背景，系统阐述“传统”与“新型”辅助服务的分类体系和电力市场设计中辅助服务与电能量的协同优化机制。重点分析了火电机组退役背景下日益凸显的电网惯性问题，强调基于逆变器的资源在提供辅助服务方面不可忽视的作用。针对逆变器资源参与辅助服务面临储能需求科学界定的挑战，创新性地提出新型惯性辅助服务机制，为解决上述问题提供理论框架与实践路径。

【圆桌讨论】

圆桌讨论由清华大学黄播app 副研究员郭鸿业主持，北京电力交易中心副总经理李竹、中国电力企业联合会副主任韩放、剑桥大学教授Michael Pollitt、得克萨斯大学奥斯汀分校教授Ross Baldick、华南理工大学教授荆朝霞、怀柔国家实验室副研究员许庆宇共同围绕“电力市场建设与能源低碳转型”主题展开对话，讨论聚焦统一电力市场建设、容量机制设计、价格上下限设定、辅助服务品种设置等议题。

议题一：统一电力市场建设如何破除地域壁垒、促进资源高效流通？

Michael Pollitt表示，当下国际上统一电力市场的发展趋势是各个国家对跨境输电能力的重视程度不断提高。实际上，就算有统一的算法来协调区域间的运行，只要实际输电容量存在缺口，区域内部往往就会形成独立电价体系。欧洲一些国家曾有这样的情形，由于担心电网互联互通会造成本地电价升高，便刻意限制跨境输电容量以保持低电价。所以，现在迫切需要有效释放既有输电容量，构建合理的输电容量机制，从而确保消费者利益不受损害。

Ross Baldick进一步补充，不但要提高现有输电设施的利用率，还需科学规划新增输电通道建设，尤其是连接高比例可再生能源富集区域的输电通道。他以美国得克萨斯州风电规模化开发为例，论证了跨区域电网互联对促进能源资源大范围优化配置的关键作用。

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，逐项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。

议题二：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，容量机制是维系电力系统充裕度的关键。国际通行做法可归纳为三类：容量补偿、容量市场与稀缺电价。我国现阶段以容量补偿为主，待现货市场成熟后，可择机试点容量市场。稀缺电价虽能精准映射容量短缺时段的价值，但对市场基础要求严苛，宜列为远期选项。

荆朝霞指出，电力商品多方面的特性导致单纯的基于短期边际成本定价的稀缺电价机制在引导发电投资、保障电力供应方面存在失效风险：一方面，发电产业具有资本密集属性，需要有长期、稳定的收入预期促进其投资、降低融资成本；但另一方面，电力供需随时空的波动常常导致实时电价的剧烈波动，进而导致发电企业在现货市场的收入具有高度不确定性；此外，非常重要的是，不完善的市场交易和定价机制、偏低的价格帽、对新能源的补贴政策等多方面因素可能会将现货市场的电价拉低到低于理想市场、促进最优投资的水平。容量机制作为新型电力系统下电力市场体系的核心制度，目标包括解决部分或全部发电类型的价值缺失即missing money问题、解决帮助发电企业对冲现货电价风险的长期工具缺失即missing market问题等。容量机制的建设可广泛借鉴国际经验采用综合解决方案，包括：澳大利亚在设计高价格上限的现货市场基础上同步推行分散式容量义务机制；德国探索建立集中式容量市场和分散式容量义务结合的机制；英国探索基于预期收益的新能源差价合约和传统发电容量机制，并通过完善与位置相关的输配电价机制引导发电和负荷选址、降低系统成本；PJM基于净平准化成本设置容量市场价格上限并重视容量市场的市场力及超额收益问题。我们提出一种可分步推进的、融入多角度创新的综合的容量机制，以实现多目标平衡。第一，紧密结合国家长期能源规划与市场机制，确定容量拍卖规模与选址引导。第二，构建分层级的容量义务体系：首先将容量义务分配给电力用户或售电公司，压实市场主体的保供责任；其次由电网企业或市场运营机构承担“兜底”角色，通过集中式容量市场采购缺额的容量并将成本分配给未完成容量义务的市场主体；最后，允许义务主体根据各自偏好在一定容量区间范围履约，并将其与缺电期的限电策略关联。这个过程中允许义务主体通过多样化方式履行责任，包括自建电厂、签订长期购电协议（PPA）、购买发电容量证书等，灵活适配不同主体的经营需求。第三，设置收益限制条款，防范市场超额获利。对通过容量市场获得补偿的机组，除要求其履行“物理可用”“现货市场申报”等基础义务外，增设收益限制规则，核心是避免机组的同一单位容量同时通过电能量市场与容量市场“双重收费”，防止超额利润侵蚀市场公平性与用户利益。最后，创新收益限制的结算机制，借鉴并升级新能源“可持续发展价格结算机制”逻辑。一是以长时间尺度的收益为结算基准，而非现货市场价格，更精准管控获利空间；二是收益基准以行业总体运行情况为参照，而非个体企业数据，使得个体承担一定的市场风险，增加市场激励和活力；三是以预期收益为结算依据，而非实际收益，减小这种场外的补偿机制对电力市场交易行为和价格的影响。通过这一系列创新，最终实现稳保供、降风险、增活力等多方面目标的协调。

许庆宇认为，当前核心矛盾集中体现在电力系统规划与市场机制的协同性不足：规划层面为保障电力稳定供应，需统筹布局各类保供资源，但市场端尚未形成与之匹配的价格传导信号与收益保障机制，导致保供资源的价值难以通过市场有效兑现。从功能定位来看，容量市场不应局限于“保障供电”这一单一目标，还需承担更丰富的系统性作用。如为承担“过渡衔接”功能的“桥接电源”提供清晰的成本回收路径，同时通过市场化手段进一步增强电力系统应对波动、抵御风险的鲁棒性。为推动机制优化，关键在于将复杂多元的规划需求，转化为可量化、可考核的多维度容量指标。在此基础上，需结合不同区域的电力供需特征、产业结构差异，开展分省、分市、分区的差异化容量拍卖，进而构建适配新型电力系统的容量市场机制。此外，构建这一机制还需重点考虑三个核心技术问题：其一，容量资源应采用“定量”还是“定价”的方式参与市场；其二，市场运营模式适合选择分散式决策还是集中式统筹；其三，如何通过技术手段更精准地捕捉并反映用户侧真实的容量需求，避免供需错配。

Ross Baldick则对容量市场的实际效果持保留态度。他认为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。问题的关键在于容量需求标准设定不够科学和严格，应建立更严谨的需求标准，防范容量市场设计中的缺陷。

议题三：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？

许庆宇认为评估电能量价格上下限合理性，需综合考量五大核心要素：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、外部性价值体现。用户承受能力方面存在突出问题：当前用户侧电价多采用全省加权平均计算，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。为此建议研究差异化分区、分类价格上限管理机制，例如按负荷类型对用户分类并设定不同价格限制，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，可依据是否获得容量补偿、容量补偿额度及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实施差异化限价方案：针对风险承受能力较高的用户，允许其暴露于更广泛的价格波动中，以有效激励需求响应行为。

Michael Pollitt认为，电力市场应进一步重视需求侧作用：家庭、小微企业等小型电力用户虽对日常电价波动敏感度较低，但在电力供应危急时期可提供有效响应，因此其市场参与具有重要价值。零售商不应仅承担电价传递功能，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；这种方式相比单纯依赖现货电价，不仅可靠性更高，也更易获得用户接受。

议题四：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？

韩放从我国实践角度指出，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。

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，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。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，应引入相应的辅助服务品种。

Ross Baldick则指出，不应被动等到迫切需要时再采取行动，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。

韩放表示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导致市场复杂。因此，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。

本次会议由清华大学、中国能源研究会主办，黄播app-黄播直播平台 、中国能源研究会电力市场与碳市场专业委员会承办，清华大学能源互联网创新研究院、中国能源研究会青年工作委员会协办。

感谢南方能源观察、中国电机工程学报、电力系统自动化、Journal of Modern Power Systems and Clean Energy、电气工程学报、中国电力杂志社、中国经济信息社、中国能源报、中国电力报、中国改革报等多家媒体对于本次会议的高度关注和全面报道。