0 引言

2022年1月8日，中国国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

目前已有诸多关于电力市场设计的研究。文献[1]对中国当前电力市场建设中的中长期与现货市场衔接、省内与省间市场衔接、计划与市场衔接关键问题进行分析。文献[2-5]提出促进新能源消纳的短期市场和现货市场机制。文献[6-8]提出全国统一市场框架下省间省内市场协调出清模型和跨区跨省电力交易市场发展途径。文献[9]提出全国统一电力市场体系下电力零售侧市场框架。文献[10-21]提出全国统一市场下日前、日内市场出清调度模型。文献[22]提出国际电力现货市场基于运行备用需求曲线的稀缺定价机制、考虑机会成本设置出清价格上限等出清价格上限设置方法。

总体来看，现有电力市场设计相关研究主要聚焦在现货市场、中长期市场等各类市场机制的优化完善以及电力市场体系框架研究，缺乏从规划思维的视角，提出指导电力市场规划的关键指标体系，并以此开展电力市场规划设计。

本文提出基于关键规划参数的电力市场规划体系。首先，以实现电力市场可持续、安全和经济性目标出发，提出电力市场关键规划参数；然后，基于电力市场关键规划参数，提出电力市场规划体系；最后，按照电力市场规划体系，结合实际案例场景，开展电力市场规划设计。

1 电力市场关键规划参数

电力市场关键规划参数是构建电力市场架构、设计电力市场关键机制的重要基础性指标，是用于启动和完善包括辅助服务市场、容量市场、电力现货市场、电力中长期市场等各个市场的关键依据。基于电力市场关键规划参数，可以实现电力市场可持续规划目标和关键机制的完善设计。

电力市场规划建设一共有三个目标：可持续、安全和经济性。在构建清洁低碳、安全高效的能源体系目标下，电力市场关键规划参数能够用以解决“建设什么样的市场”、“怎么建市场”的问题。按照电力市场建设目标，可将电力市场关键规划参数分为三大类指标，如表1所示。

2 基于关键规划参数的电力市场规划设计

从电力市场架构看，电力市场包括电能量市场、辅助服务市场、容量保障机制、金融市场等。考虑到中国电力市场处于建设阶段，金融市场建设尚需时日，因此重点针对电能量市场、辅助服务市场、容量保障机制三类市场机制开展规划设计。

辅助服务市场设计重点关注调峰辅助服务市场设计。

电能量市场设计涵盖电力中长期市场和电力现货市场设计两个维度。电力中长期市场聚焦适应新能源发电的中长期交易机制设计，电力现货市场设计聚焦电力现货市场价格上限机制设计。

容量保障机制设计重点解决如何确定火电容量成本补偿标准的问题，确保火电机组合理收益。

价格机制设计方面，国际成熟电力市场主要从资源稀缺性角度，以边际价值方式进行价格机制设计。本文中调峰辅助服务市场、电力现货市场、容量保障机制，重点考虑火电、新能源等主体的生产特性，从鼓励交易和覆盖成本并维持少量收益水平角度进行价格机制设计。

此外，合理有效的价格传导机制是电力市场发挥资源优化配置作用的基础，因此重点设计新能源接入时各类系统调节成本费用的分摊疏导机制。

2.1 调峰辅助服务市场设计

调峰辅助服务市场设计，主要基于系统调峰成本参数。通过调峰辅助服务市场，发现火电机组提供调峰辅助服务的成本，激发火电机组调峰能力提升。调峰辅助服务市场设计流程如下。

1）确定电力系统基本参数，确定基准场景。确定在特定年份下，该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。

2）开展基准场景下时序生产模拟。利用仿真软件，进行基准场景下的全年8760 h生产模拟。

3）确定深度调峰电量和火电灵活性改造容量。以满足新能源发电利用率为目标，计算深度调峰电量和需要开展的火电灵活性调峰容量。

4）计算深度调峰成本。基于深度调峰电量和火电灵活性改造容量，计算深度调峰成本。火电深度调峰成本包括火电灵活性改造成本、深度调峰运行少发电量收益和深度调峰附加可变成本。

5）计算理论深度调峰补偿标准。基于深度调峰电量和深度调峰成本，计算开展深度调峰辅助服务需要的理论调峰补偿标准。

6）确定调峰辅助服务市场启动条件。根据计算得到的理论深度调峰补偿标准与现有“两个细则”调峰服务补偿标准对比，确定是否开启调峰辅助服务市场。

①若理论深度调峰补偿标准不高于现有“两个细则”调峰服务补偿标准，则现有“两个细则”调峰服务补偿标准可以满足系统深度调峰需求，无需启动调峰辅助服务市场。

②若理论深度调峰补偿标准超过现有“两个细则”调峰服务补偿标准，则仅依靠现有“两个细则”调峰服务补偿标准无法满足系统深度调峰需求，需要提高“两个细则”调峰服务补偿标准，或者启动深度调峰辅助服务市场。

2.2 适应新能源发电的中长期交易机制

适应新能源发电的中长期交易机制设计，主要基于新能源消纳匹配率参数。通过新能源中长期交易机制设计，设计体现新能源出力特性的中长期交易品种，充分发挥中长期市场保障合理稳定收益的功能。

新能源中长期交易机制设计的总体思路是：年度交易以保障稳定收益和锁定大部分电量为目标，电量分解曲线尽量接近基于用户负荷曲线。月度（月内）交易基于年度交易外剩余发电空间确定，充分考虑新能源出力波动性特征，设置灵活块交易。

基于新能源消纳匹配率开展某省适应新能源发电的中长期交易机制设计流程如下。

1）确定电力系统基本参数，确定基准场景。确定在特定年份下，该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。

2）开展基准场景下时序生产模拟。利用仿真软件，进行基准场景下的全年8760 h生产模拟。

3）新能源发电曲线和电力负荷曲线标幺化处理。选取新能源发电曲线和电力大用户典型电力负荷曲线，并对两个曲线进行标幺化处理，以方便对两个曲线特性进行对比。

4）确定新能源发电电力中长期交易年度交易和月度以及月内交易电量规模比例。以实际新能源发电曲线为基准，能够由电力大用户负荷曲线完全覆盖部分的电量，通过年度交易组织开展，对应电量规模即为新能源年度电力中长期交易规模。对于实际新能源发电曲线中无法由电力大用户负荷曲线覆盖部分的电量，通过月度和月内交易组织开展，对应电量规模即为新能源月度及月内电力中长期交易空间。

5）确定新能源发电电力中长期交易月度及月内块交易区间设置方式。分析新能源发电月度及月内电力中长期交易曲线空间的特征，作为块交易时段设置的判据。对于曲线中连续的时间段，设置相应的月度及月内块交易。

2.3 电力现货市场价格上限机制

电力现货市场价格上限机制设计，主要基于新能源与调节性电源市场电价水平、系统容量成本参数。通过电力现货市场价格上限机制设计，充分发挥价格信号优化配置资源作用，保障机组合理收益。电力现货市场价格上限机制设计流程如下。

1）确定电力系统基本参数，确定基准场景。确定在特定年份下，该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。

2）开展基准场景下的时序生产模拟和全年现货市场出清模拟。利用仿真软件，进行基准场景下的全年8760 h生产模拟，以及全年现货市场出清模拟。

3）火电盈利情况测算。基于电能量市场和辅助服务市场出清模拟情况，测算火电机组在各个市场下的总体收益情况。基于火电发电成本，分析现有市场机制下火电盈利情况。

4）电力现货市场出清结果分析。分析在电力尖峰、高峰、平段、低谷时段内，电力现货市场出清价格情况和火电收益分布情况。

5）电力现货市场价格上限设计。以火电盈利情况和现货市场出清结果为基础，开展电力现货市场价格上限设计：

①若现有电力现货市场价格机制下可以保障火电盈利，则无需调整电力现货市场价格上限；

②若现有电力现货市场价格机制下无法保障火电盈利，则基于火电亏损金额和现货市场出清结果，调整电力市场价格上限。

2.4 容量保障机制

容量保障机制设计，主要基于系统容量成本参数。通过容量保障机制设计，合理确定火电机组难以通过发电回收的容量补偿标准。容量保障机制设计流程如下。

1）确定电力系统基本参数，确定基准场景。确定在特定年份下，该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。

2）开展基准场景下时序生产模拟。利用仿真软件，进行基准场景下的全年8760 h生产模拟。

3）火电预留小时数测算。基于时序生产模拟结果，在满足新能源发电利用率目标的前提下，确定火电机组年发电利用小时数，以及需要火电预留的可用容量小时数。

4）火电容量补偿成本测算。基于火电设计利用小时数和需要预留的发电小时数，测算火电难以通过发电回收的容量补偿成本，进而确定容量补偿成本标准。

5）确定不同新能源发电占比场景下的容量补偿成本标准。选取不同新能源发电占比场景，确定在不同场景下的容量补偿成本标准。

2.5 费用分摊疏导机制

费用分摊疏导机制设计，主要基于系统调节成本和新能源与调节性电源市场电价水平参数。通过费用分摊疏导机制设计，理顺价格传导机制，有效还原系统调节成本。某省电力费用分摊疏导机制设计流程如下。

1）确定电力系统基本参数，确定基准场景。确定在特定年份下，该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。

2）开展基准场景下的时序生产模拟和全年现货市场出清模拟。利用仿真软件，进行基准场景下的全年8760 h生产模拟，以及全年现货市场出清模拟。

3）确定各类电源成本情况。确定新能源发电、火电等各类电源盈亏平衡的发电利用小时数。

确定各类电源市场收益情况。基于现货市场出清模拟结果，确定新能源、火电等各类电源市场平均价格和收益情况。

4）确定需要分摊疏导的系统调节成本。确定系统调峰、调频、备用等在内的，需要各类市场主体共同分摊的系统调节成本。

5）确定发用电侧费用分摊疏导机制。结合各类电源成本和市场收益情况，确定发电侧各类电源费用分摊可承受范围；综合考虑国家政策环境和宏观经济形势发展，确定用户侧费用分摊可承受范围。在此基础上，确定系统成本在发用电侧的分摊疏导机制。

3 案例分析

选取某省为案例，以2025年为基准年，基于该省电力系统和电力市场基本数据，开展基于关键规划参数的电力市场规划设计。

基础参数：2025年，该省煤电装机7592万kW，气电4867万kW，风电2563万kW（陆上风电762万kW，海上风电1801万kW），光伏发电2811万kW，水电848万kW，抽水蓄能1208万kW，核电1734万kW。2025年，该省全社会用电量为9142亿kWh，最大负荷1.65亿kW，西电东送规模5805万kW。

3.1 调峰辅助服务市场设计

通过时序生产模拟计算，2025年，为满足新能源发电利用率目标，需要火电深度调峰电量为17.9亿kWh。为满足深度调峰需求，需要开展火电灵活性改造容量为1500万kW，通过深度调峰改造，火电最小技术出力下降20%。

深度调峰补偿费用为火电灵活性改造成本、深度调峰附加可变成本与深度调峰运行少发电量收益之和。

1）火电灵活性改造费用。

火电灵活性改造成本按600元/kW计算，则开展火电灵活性改造的总费用为

600×1500×10 000/100 000 000=90亿元。

假设火电灵活性改造费用在20 a内分摊，且不考虑融资成本，则每年需补偿的火电灵活性改造费用为90/20=4.5亿元。

2）深度调峰附加可变成本。

深度调峰增量煤耗15 g/kWh，动力煤价格按900元/t计算，则深度调峰附加度电可变成本为

15×900/1 000 000=0.013 5元/kWh。

深度调峰附加可变成本为

0.013 5×17.9=0.24亿元。

3）深度调峰少发电量收益。

火电供电煤耗300 g/kWh，则燃煤发电煤耗成本为300×900/1 000 000=0.27元/ kWh。

燃煤标杆电价为0.453元/ kWh，则火电参与深度调峰少发电量收益为

17.9×(0.453-0.27)=3.27亿元。

4）深度调峰补偿费用。

经计算，2025年该省深度调峰补偿费用为

4.5+0.24+3.27=8.0亿元。

对应深度调峰电量的理论补偿标准为

8.0/17.9=0.45元/kWh。

5）深度调峰辅助服务补偿标准完善。

现有深度调峰补偿标准为：火电出力40%～50%之间补偿标准0.099元/kWh；火电出力30%～40%之间补偿标准0.792元/kWh；火电出力30%以下补偿标准1.188元/kWh。现有补偿标准下，火电能够获得的深度调峰补偿金额为

14.4×0.099+3.5×0.792=4.2亿元。

该金额无法覆盖理论所需深度调峰补偿费用，此时应当考虑提高深度调峰辅助服务补偿标准。需将40%～50%深度调峰补偿标准提升至0.36元/kWh，其他两档深度调峰补偿标准不变，此时火电能够获得的深度调峰补偿金额为

14.4×0.36+3.5×0.792=7.96亿元。

此时可以满足理论所需深度调峰补偿费用。

3.2 适应新能源发电的中长期交易机制

1）新能源出力及用户曲线特性分析。

基于该省2025年电力系统基础数据，通过开展时序生产模拟，得到2025年该省新能源出力和大用户典型负荷96点日曲线，并对数值进行标幺化处理，如图1所示。大用户典型负荷曲线根据全省大工业用户和一般工商业用户负荷曲线拟合而成。

通过对比可得，该省新能源出力高峰时段在10—12时之间，低谷时段在17—20时之间。大用户负荷高峰时段在18—22时，低谷时段在5—7时以及14—16时之间。新能源出力低谷时段正好是电力负荷高峰时段，呈现明显的反调峰特性。

2）年度中长期交易机制设计。

新能源出力曲线中（见图2），由大用户负荷曲线下方覆盖的出力部分对应电量，通过年度交易锁定。通过计算，2025年该省新能源发电量为556亿kWh，大用户曲线覆盖电量为461亿kWh。即新能源年度交易规模为461亿kWh。

3）月度（月内）交易设计。

通过分析该省新能源出力曲线和电力负荷曲线特征，可得出：8—14时为新能源大发时间，此时段新能源交易诉求最强烈，交易规模最大。0—8时、14—16点为新能源出力平段且负荷处于平段和谷段时间，此时段新能源交易诉求适中。16—24时为新能源出力较小且负荷较大时段，此时段新能源开展电力交易诉求小。若新能源发电企业年度交易持仓规模过大，在现货市场价格预期走高的情形下，则更愿意在该时段通过合同转让交易降低该合同电量，或者作为买方通过买入电力，以减小现货市场偏差结算。

综合考虑，月度（月内）交易可设置0—8时、8—14时、14—16时、16—24时4个分时段交易块。合同转让交易设置0—8时、8—16时、16—24时3个分时段交易块。

3.3 电力现货市场价格上限机制

1）火电现货出清情况。

通过全年时序生产模拟和市场出清模拟计算，2025年该省火电机组发电利用小时数为4084 h，火电发电量为5088亿kWh，火电机组参与现货市场平均电价为0.427元/kWh。

2）电力现货市场出清结果分析。

通过市场出清模拟，2025年该省电力现货市场一共有19次市场出清价格达到上限1.5元/kWh，有353次市场价格达到1.4元/kWh以上。1.4元/kWh以上出清价格区间对应的火电发电量为65亿kWh。

3）电力现货市场价格上限分析。

若想通过提高电力现货市场价格上限，使得火电在现货市场平均价格达到本省燃煤标杆电价0.453元/kWh，则通过提高价格上限需使火电多获益5088×(0.453-0.427)=132亿元。火电上限价格需要提升132/65=2.03元/kWh。

因此，当电力现货市场价格上限达到3.53元/kWh，火电机组在现货市场平均收益水平能达到0.453元/kWh的燃煤标杆电价水平。

3.4 容量保障机制

2025年该省火电机组发电利用小时数为4084 h，火电机组设计利用小时数为4500 h。火电预留容量小时数为4500-4084=416 h。

按照设计利用小时数，火电保障盈亏平衡的年收入为5088/4084×4500×0.453=2540亿元。

火电现货市场年收入为5088×0.427=2173亿元。

容量成本补偿金额为2540-2173=367亿元。

容量成本补偿标准为367/1.25=294元/kWh。

3.5 费用分摊疏导机制

1）系统调节成本计算。

调峰成本：调峰成本出自火电参与深度调峰辅助服务提供的成本。2025年该省深度调峰成本8.0亿元。

备用成本：备用成本来自电网为保障新能源接入下的系统充裕性和灵活性而预留的线路、变压器容量成本。备用成本按5元/MWh计算，则备用成本为556×5/1000=2.78亿元。

电网升级改造成本：电网升级改造成本来自电网为促进新能源消纳而进行的电力线路升级、变电站改造扩容相关成本。为促进新能源消纳的电网升级改造成本按36元/MWh计算，则电网升级改造成本为556×36/1000=20亿元。

抽水蓄能成本：“十四五”该省新增抽水蓄能470万kW，抽水蓄能年成本费用为13.6亿元。

因此，需要分摊疏导的系统调节成本为8+2.78+20+13.6=44亿元。

2）系统调节成本分摊。

根据生产模拟，新能源参与现货市场平均收入为0.404元/kWh，火电参与现货市场平均收入为0.427元/kWh，燃煤标杆电价为0.453元/kWh。

2025年，该省总发电量6909亿kWh，新能源发电量556亿kWh，火电发电量5088亿kWh，全社会用电量9142亿kWh。

①系统调节成本全部由发电侧分摊：

发电侧成本上升44/6909=0.006 4元/kWh。

②系统调节成本由发电侧、用户侧共同分摊：

发电侧成本上升(44/2)/6909=0.003 2元/kWh；

用户侧成本上升(44/2)/9142=0.002 4元/kWh。

考虑到目前新能源、火电现货市场收益已经低于燃煤标杆电价，若调节成本全部由发电侧分摊，将增加新能源和火电运行压力。建议系统调节成本由发电侧、用户侧共同分摊，发电侧分摊价格为0.003 2元/kWh，用户侧分摊价格为0.002 4元/kWh。

4 结论

通过案例分析可得，基于关键规划参数的电力市场规划设计，可以统筹电力市场可持续、安全、经济性多目标，实现包括电能量市场、辅助服务市场、容量保障机制等在内的电力市场一体化设计，充分保障火电、新能源发电在内的各类市场主体合理收益，有效发挥市场优化配置资源作用。

本文提出基于关键规划参数的电力市场规划体系。首先以实现电力市场可持续、安全和经济性目标出发，提出电力市场关键规划参数；然后基于电力市场关键规划参数，提出包括调峰辅助服务市场设计、适应新能源发电的中长期交易机制设计、电力现货价格上限机制设计、容量保障机制设计、费用分摊疏导机制设计在内的电力市场规划体系和流程；最后，以某省实际场景为案例，开展了基于关键规划参数的电力市场规划设计。所提的基于关键规划参数的电力市场规划体系，既可为各地区电力市场建设提供参考，也可为各地电力市场运行效果评估提供借鉴。