刚进入夏季，多地高温天气来袭，迎峰度夏电力保供再度提上日程，电力市场的作用也将进一步凸显。

　　近日，《2024年长三角一体化迎峰度夏电力互济合作框架协议》《浙江省、安徽省2024年迎峰度夏电力置换互济协议》相继成功签署。根据协议，长三角区域将通过电力置换互济等方式，填补电力缺口，共同应对今夏用电高峰。其实在2022年，浙江、安徽就进行了两地的首次电力置换互济。2023年，山东、江苏、广西、海南等地也陆续使用此方式，有力保障了电力供应安全。

　　发挥省间市场大范围余缺互济功能，实现省间电力保供支援，离不开电力市场化发展。如今，随着新一轮电改稳步推进，现货市场、中长期市场、辅助服务市场逐步完善，市场化建设进一步深入，电力市场在迎峰度夏能源保供任务中扮演着越来越重要的角色。当前，我国电力市场的供需调节能力如何？在发展中又迎来了哪些变化与挑战？应如何继续发挥好调节作用？

　　■可调空间与能力提升

　　为应对迎峰度夏期间电力供给压力，电力系统通常采取“需求响应+有序用电”的方式保障电力系统安全，但两者往往针对大用户开展，具有一定局限性。

　　电力市场的价格机制可引导供需关系。“电力市场将迎峰度夏的调节需求以电价形式分摊到市场主体中，可通过现货节点电价、调峰电价引导大型用户与代理购电用户开展削峰、错峰、移峰。这样不仅扩大了调节资源群体，利用了市场化用户、代理购电用户以及工商业储能等资源，共同参与电力系统调节，而且丰富了调节手段与获利空间，通过多重交易品种增加资源的收益构成，提升了用户侧资源参与的积极性，以市场化手段解决电力供给压力。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利告诉《中国能源报》记者。

　　在电力市场化发展方面，我国取得一系列重要进展和成果。国网能源研究院企业战略研究所高级研究员唐程辉向《中国能源报》记者介绍，目前，我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内/实时现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、绿电等交易品种的全市场体系结构，市场已成为电力资源优化配置的主要方式。“2023年，我国市场交易电量达到5.67万亿千瓦时，占全社会用电量的比重已超过60%。”

　　“具体来看，各省区逐步推出电力市场实施细则，一定程度上实现了现货市场、中长期市场与辅助服务市场间的联动，对提升电力市场供需调节能力有积极的推动作用。”王永利解释，“一方面，虽然不同省区对于用户侧资源的市场交易品种存在差异，但针对调峰、灵活爬坡、调频、需求响应、容量备用等多重交易品种设定了相应的市场准入条件，灵活性资源可根据自身技术特征选择差异化的市场交易品类组合，提升了电力系统资源可调空间；另一方面，随着市场规则不断完善，网侧储能、虚拟电厂等新兴主体逐渐参与电力市场，且针对智能化、信息化较高主体，也提出了相应的竞价政策。例如，山西已开展的面向用户侧虚拟电厂的现货市场报量保价的市场交易方式，就大大增加了电力系统的调节能力。”

　　■市场环境发生变化

　　“当前，我国电力市场化发展正在稳步推进，‘供需决定价格，价格引导供需’的市场机制逐渐形成，有效提升了电力市场的供需调节能力。不过，若想利用好市场的力量调节电力供需，真正实现市场化的电价形成机制，眼下还存在市场体系不完善、行政干预、省间壁垒与地方利益平衡等困难。”华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇告诉《中国能源报》记者。

　　“部分省区中长期分时段交易尚不完善、现货市场建设亟待加速，是影响市场调节电力供需能力的关键。”唐程辉指出，“中长期分时段交易方面，部分省区中长期市场尚未进行分时段结算，通过分时段价格信号引导供需调节的作用发挥不充分；部分省区发电侧时段划分按照能够有效反映系统供需的净负荷（即用电量减风电光伏等间歇性电源）曲线，但用电侧按照用电曲线划分时段，不能准确反映系统供需，降低了市场调节能力。相较中长期市场，现货市场能够根据系统最新供需情况，形成更灵活、价差更大的短时价格信号，引导各类主体进行系统调节。但目前只有山西、广东、山东电力现货正式运行，甘肃和蒙西电力现货处于长周期不间断结算试运行，省级电力现货仍需加速推进。”

　　在我国电力市场机制不断发展、健全的同时，需求侧与用户侧所面向的电力市场环境也在发生变化。近年来，随着新能源占比不断提升，电力供需“平时充裕、尖峰紧张”“整体平衡、局部紧张”的特征日益明显。

　　王永利坦言，当前，大部分省份电力系统的峰谷时刻已发生变化，电力供需矛盾逐渐突出，这也导致煤电、核电的电力角色发生转变、部分省区新能源机组收益严重下降等问题出现。在此环境下，电力系统供给侧与需求侧将不断发生变化，以适应电力市场发展。”

　　“供给侧的新能源+储能，深调改造，煤电、核电配储以及热电联合等方式并行发展，以期提升新能源参与市场竞价的能力以及拓展可控机组的收益来源；需求侧的虚拟电厂、负荷控制、工商业储能、园区级源网荷储一体化等新形式不断发展，以期扩大用户侧资源的互动能力应对电力系统的调节需求。” 王永利说。

　　■需进一步完善市场体系

　　接下来，应如何进一步提升电力市场调节供需平衡的能力？

　　在王永利看来，电力市场的本质目的是通过市场化手段还原电力的商品属性，降低生产者、消费者剩余，从而增加社会剩余。“这就需要从顶层设计角度，对电力市场进行宏观调控，比如中长期市场、现货市场以及辅助服务市场的价格占比以及针对可调资源主体的补偿机制设定等。此外，电力市场改革也应统筹考虑电力系统的关键技术发展情况，提出宏观的技术应用路线与预期发展方向，通过电力市场价格激励以及建设供给侧、需求侧的示范工程，如工商业储能、虚拟电厂调控、园区级源网荷储一体化等，引导社会资本投资，推动电力系统建设与电力市场改革。”

　　陈皓勇也认为，应进一步完善电力市场体系和电价形成机制。“健康有序开展需求侧改革，唤醒用户侧沉睡的调节能力，聚合并协调需求侧灵活资源参与电力系统运行，并促进节能降碳，以此推动电力系统安全、经济和高效运行。”

　　唐程辉建议，未来在通过市场价格信号引导发电侧进行系统调节的基础上，还需深入挖掘负荷侧、储能调节能力，通过虚拟电厂等模式聚合电动汽车、光储充场站、楼宇空调等可调节负荷，提升系统调节能力。“在开展需求侧改革过程中，需注重以市场机制引导用户侧参与系统调节，如在现货市场中，要求用户以接受市场价格、报量不报价、报量报价等方式，根据现货市场价格信号调整自身用电行为。”