適應新型電力系統(tǒng)的市場機制創(chuàng)新研究

適應新型電力系統(tǒng)的市場機制創(chuàng)新研究InnovatingMarketMechanismsforaNew2024年08月目錄摘要?????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????1??????????????????????????????????????????????1?1??????????????????????????????????????????????031?2???????????????????????????????????????042?????????????????????????????062?1????????????????????????????????????????????????????????062?2?????????????????????????????????????????????????????082?3?????????????????????????????????????????????????113??????????????????????????????????????????????143?1????????????????????????????????????????????????????????143?2?????????????????????????????????????????????????163?3?????????????????????????????????????????????????????194???????????????????214?1???????????????????????????????????????????????????????????????214?2????????????????????????????????????????????????????????234?3?????????????????????????????????????????????????????255?????????????????????????????275?1?????????????????????????????????????????????????275?2??????????????????????????????????????????????305?3???????????????????????????????????????32參考文獻??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????34摘要2023711構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)。構建新型電力系統(tǒng)涉及一系列復雜的資源配置問題。新型電力系統(tǒng)具有高度分散化、多元化的特征，難以依靠傳統(tǒng)的計劃手段集中管理，必須通過市場機制的創(chuàng)新，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。同時，需要基于激勵相容的市場設計和有針對性的政府政策，更好發(fā)揮政府作用，從而實現(xiàn)有效市場與有為政府的統(tǒng)一，實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。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(yōu)化資源配置，促進新能源發(fā)展、加快煤電轉型、推動儲能多場景應用和用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)，在借鑒國際經驗的基礎上對適應新型電力系統(tǒng)的市場機制創(chuàng)新提出了建議。課題組認為，市場體系方面，基于新型電力系統(tǒng)中各種資源的價值，需要合理設計建設三個層次的市場。一是體現(xiàn)電能量價值的電力現(xiàn)貨市場和中長期合約市場，現(xiàn)貨市場由供求關系決定價格，實現(xiàn)資源高效配置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，各類電源主體可以自主選擇參與市場的方式，暢通參與市場的渠道。二是體現(xiàn)系統(tǒng)靈活性和豐裕度價值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原則，實現(xiàn)高效的系統(tǒng)靈活性資源和備用容量配置。三是體現(xiàn)環(huán)境價值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(fā)展和低碳轉型。政府作用方面，基于有效競爭的市場，制定針對性的政策，明確不同電力資源品種參通過全國統(tǒng)一的綠證交易市場，優(yōu)化可再生能源消納責任制實施的制度成本。對于煤電，在煤電通過電能量市場、輔助服務市場和容量市場實現(xiàn)其價值的同時，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(qū)分電源側、電網側、用戶側儲能不同作用功能——電源側取消新能源強制配儲政策，推動新型儲能與所配套的電源一起參與電力市場；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；用戶側儲能主要作為用戶側資源挖掘。用戶側資源挖掘的核心是建立需求響應機制，在實現(xiàn)分時計量的基礎上，以峰谷電價為過渡，推動用戶適度以現(xiàn)貨價格結算。另外，通過立法等方式明確風光儲聯(lián)合單元、負荷聚合商、虛擬電廠等主體的獨立市場地位，遵循技術中立原與發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司等經營主體享有平等的權利義務，同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(tǒng)對市場機制的新要求1構建新型電力系統(tǒng)亟需優(yōu)化資源配置因此，為適應新的生產力的發(fā)展，必須改革和重塑資源優(yōu)化配置的規(guī)則和秩序，從而建立起相適應的生產關系。一是電源結構的深度調整。根據(jù)史玉波、林衛(wèi)斌等（2022），206080以上的目標測算，碳中和情景下，在發(fā)電量的電源結構中，非化石能源發(fā)電的比重需要達到90%以上，這就意味著中國的電源結構需要在用電需求仍有較大增長空間下的進行結構深度調整。一方面，要做好加法：要大力發(fā)展風電、太陽能發(fā)20606065%20601025%。另一方面，要做好減法，在保障電力安全可靠供應的前提下，煤電有序退出主體電源地位，預計到206045%左右。二是系統(tǒng)調節(jié)能力建設。不同于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中的主體電源可以提供穩(wěn)定出力，新型206015資源參與系統(tǒng)調節(jié)，調節(jié)發(fā)用電曲線，更好地保障電力供需平衡。三是新能源與傳統(tǒng)能源的優(yōu)化組合、協(xié)同運行。在新型電力系統(tǒng)的建設進程中，隨著新能源的占比逐步提高，逐步占據(jù)主體電源地位的新能源出力曲線必然嚴重偏離用電負荷曲線，在風光大發(fā)時的出力可能數(shù)倍于用電負荷，造成棄風棄光現(xiàn)象；在風光低谷時的出需要將火水等傳統(tǒng)能源與風光等新能源優(yōu)化組合、協(xié)同運行，才能確保全局最優(yōu)，實現(xiàn)最大化的經濟價值和社會效益，這是構建新型電力系統(tǒng)的關鍵所在。創(chuàng)新市場機制是優(yōu)化資源配置的必然要求電源和系統(tǒng)調節(jié)能力的合理建設，以及新能源與傳統(tǒng)能源的協(xié)同運行，都對優(yōu)化的、過去，在中國電力系統(tǒng)的建設進程中，政府有形之手發(fā)揮著主導作用，指導著電力部門的的模式，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。應基于有針對性的政府政策和激勵相容的市場設計，實現(xiàn)有為政府與有效市場的統(tǒng)一，優(yōu)化資源配置并改革和創(chuàng)新市場機制，理由如下：一是新型電力系統(tǒng)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(tǒng)是源網荷儲海量分散對象、異構資源組成的復雜巨系統(tǒng)，除了大量的集中式發(fā)電場站之外，還包含海量的分布式電源、分布式智能電網、用戶側儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等主體。這種高度分散化、多元化的系統(tǒng)，如果依靠傳統(tǒng)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。2015這要求相關政策目標的實現(xiàn)需要進行機制創(chuàng)新，以契合當前的電力體制。以新能源發(fā)展為例，中國在風光電發(fā)展的前期階段實施固定電價全額保障收購制度，即由電網企業(yè)負責全額收購新能源項目所生產的電能，這種制度契合了電網企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷的傳統(tǒng)。而在當前的電力體制下，電網代理購電制度取代了電網統(tǒng)購統(tǒng)銷模式，電網企業(yè)不再具備承擔保價保量收購新能源電力的責任，新能源發(fā)電項目需要通過新的渠道實現(xiàn)消納。2促進新能源大規(guī)模高比例發(fā)展的市場機制創(chuàng)新2新能源參與市場的現(xiàn)狀與問題1?2023年，新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新源總發(fā)電量的47.3%。新能源參與市場的方式包括：專場交易。通常出現(xiàn)在新能源富集省區(qū)，新能源發(fā)電以優(yōu)惠電價與高耗能大用戶進行專場交易。打捆交易。新能源電源與火電等調節(jié)電源按照既定比例進行打捆，為系統(tǒng)提供穩(wěn)定的出力，新能源向火電提供電價補貼（1：3/）。打捆交易普遍使用在新能源外送交易中，在甘肅等省內電力中長期交易中也使用。綠電（綠證）交易。以實現(xiàn)綠色效益為目的，以平價上網的新能源項目為主。證電合一的綠證交易一般較基準價格上升1-3/2.5-5/2023（綠證）消費總量1059億千瓦時，同比增長281.4%。。比如在山西電力現(xiàn)貨市場中，新能源報量不報價、優(yōu)先出清，2023.557/0.250/0.2440/千瓦時。省間電力現(xiàn)貨交易自2022年以來開展了模擬試運行、結算試運行，根據(jù)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?（1）新能源參與電力市場的方式有待完善新能源出力的波動性和間歇性決定了出力曲線很難與用戶側的負荷曲線匹配，因此需受益、誰承擔”的原則承擔消納成本，存在電價交叉補貼。如果采用新能源發(fā)電企業(yè)與用戶簽訂中長期合同、通過現(xiàn)貨市場兌付合同的方式，則可能會因為功率預測不準，新能源簽訂中長期交易曲線風險大。新能源天然的不確定性必現(xiàn)貨市場交易方式下，還需要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）新能源綠色價值實現(xiàn)制度有待完善目前，新能源的綠色價值主要通過綠電和綠證交易制度實現(xiàn)。綠電綠證的購買主體主要包括兩大類：一是高耗能大用戶，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；二是出口型企業(yè)，用于滿足國際市場的要求。當前的綠電和綠證交易制度難以32023（綠證）消費總量仍不足新能源發(fā)電量的1/10。并且，當前的綠電綠證交易制度面臨著國內政策和國際形勢變化的雙重壓力。一方面，國內可再生能源綠證全覆蓋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；另一方面，中國綠證在國際市場上未能得到完全認可，可能將限制出口企業(yè)購買國內綠證的積極性。后補貼時代實現(xiàn)新能源綠色價值的一個重要制度安排是強制配額制。中國雖然也已經建立了可再生能源消納責任制，但是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停留在對省級政府層面，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）新能源“市場電”與“計劃電”銜接機制有待完善對于存量的新能源發(fā)電場站而言，可能既有保障性收購的“計劃電”，也有需要參與市場交易的“市場電”，“市場電”與“計劃電”在交付節(jié)點、出力時序等方面需要做好銜接。另外，在電網統(tǒng)購統(tǒng)銷的模式下，電網企業(yè)負責收購新能源“計劃電”，而在新的電力市場體制下，電網企業(yè)既有競爭性的售電業(yè)務，也有針對居民農業(yè)等保障性用戶的代理購電業(yè)務，這一層面上的“市場電”與“計劃電”的銜接機制還有待進一步明確，以厘清政策與市場之間的邊界。新能源參與市場的國際經驗借鑒全球主要國家新能源參與市場基本經歷了“政府補貼→配額制和綠證→市場化新能源交易”的發(fā)展階段：國家層面立法先行，以相關法律法規(guī)激勵新能源發(fā)展；市場與政策層面，成熟的電力市場機制、不斷完善的新能源政策與管理機制為新能源發(fā)展提供良好的市場與政策環(huán)境。競爭性電力市場下，歐美主要國家推動新能源參與市場的經驗做法為：新能源發(fā)電參與中長期市場以提前鎖定收益，規(guī)避風險，參與現(xiàn)貨市場與輔助服務市場以解決系統(tǒng)平衡性問題，并嘗試挖掘更高的市場價值，同時，新能源在部分市場中參與容量市場以保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定性。新能源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，約定在未來某個時間按照事先約定的價格進行電力買賣，對于電力生產者、消費者和貿易商等市場參與者而言，遠期合約是規(guī)避價格波動風險與電力交易規(guī)劃的重要方式。購電協(xié)議（PowerPurchaseAgreement，PPA）購電協(xié)議是電力買方（承購方，如售電公司、企業(yè)電力用戶等）與發(fā)電商（如可再生輸電問題與保險問題等細節(jié)進行了規(guī)定。根據(jù)合約特性，可分為現(xiàn)場。購電協(xié)議為電力買方提供了未來用能保障并提前鎖定用能成本，為發(fā)電商提供了提供了確定性的長期現(xiàn)金流，同時為不同主體電力購售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(xié)議定價模式：其一為固定價格模式，電力供求雙方商定在特定時期以固定價格進行電力買賣，包括恒定固定價格與階梯式固定價格，在階梯式固定價格模式中，每年PPA協(xié)議價格呈階梯式增長或下降。其二是浮動價格模式（指數(shù)化價格模式），電力價格根據(jù)市場條件或預定指數(shù)等因素隨時間變化。其三是混合價格模式，該模式是固定價格模式和浮動價格模式的結合，一些電力以固定價格支付，一些電力以浮動價格支付。其四是市場遵循價格模式，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(zhí)行情況來看，固定價格模式占據(jù)主流地位。差價合約（ContractForDifference,CFD）2013所簽署的長期合同。差價合約將市場參與者的一部分利益通過金融合同的方式予以保障，合約雙方可以事先協(xié)商合約電價及電量，最終以現(xiàn)貨市場電價與合約價的差值作結算。差價合約不僅可以實現(xiàn)風險對沖，而且允許市場通這種方法能夠維持現(xiàn)貨市場的功能，同時為交易雙方提供價格波動的保護?？稍偕茉磁漕~制+綠證制度可再生能源配額制是指國家或地區(qū)通過法律形式對可再生能源市場份額進行強制要求，是可再生能源消費的最低限度，由此實現(xiàn)可再生能源在一定時期內達到一定比例或數(shù)以此尋求長期的價格確定性。根據(jù)美國經驗，訂立長期捆綁電能的可再生能源證書合約能使可再生能源配額制度達到最好效果，短期可再生能源證書交易則作為補充平衡機制以提供靈活性。新能源參與現(xiàn)貨市場新能源參與現(xiàn)貨市場，有助于提升新能源利用效率，完善價格信號，為可再生能源發(fā)展提供激勵。以德國為例，德國現(xiàn)貨市場包括日前市場、日內市場、事后市場和實時平衡市場，日前市場可以充分挖掘新能源價值，日內市場與實時平衡市場協(xié)調共同平衡新能源出力波動，事后市場采用持續(xù)滾動交易模式，為市場提供靈活性。新能源參與輔助服務市場以美國為例，一些試點運行證明了新能源有能力提供調頻、調峰等可靠性服務，同時有分析認為，美國風電與光伏發(fā)電參與輔助服務市場將相比于參與電能量市場能夠獲得額外收入。但美國風電與光伏發(fā)電在輔助服務市場的參與度很低，是否以及如何令風電和光伏發(fā)電更好的參與輔助服務市場，是美國電力行業(yè)還在探索的問題。新能源參與容量市場英國在2013年電力市場改革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，在新能源大規(guī)模發(fā)展的情況下，必須有足夠備用容量保障電源的充裕性與電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。英國容量市場以拍賣形式進行，是技術中立的，除部分因已簽訂差價合約等原因不符合參與要求的機組與容量外，其他所有存量和新增容量都有資格參加拍賣。新能源發(fā)展市場機制創(chuàng)新對策建議1?一是通過雙邊合同形式，新能源發(fā)電商與售電公司或者大用戶簽署長期購電協(xié)議，協(xié)議規(guī)定電量、電價及交付節(jié)點。售電公司或者大用戶按照合同規(guī)定享有特定節(jié)點一定量的新能源發(fā)電權，并以此同時作為買方和賣方參與電力現(xiàn)貨批發(fā)市場競標。新能源發(fā)電商不直接參與現(xiàn)貨市場交易。二是新能源發(fā)電商通過耦合靈活性資源作為負荷服務實體參與中長期交易。簽訂中長期合同曲線，并同時作為買方和賣方參與電力現(xiàn)貨批發(fā)競標，兌現(xiàn)中長期合同。（短期內（期）5（AGC）做調頻處理。保障舉措：一是加快推進現(xiàn)貨市場建設，在省級電力市場的基礎上，放開跨省跨區(qū)發(fā)電計劃，短期內按照《省間現(xiàn)貨交易規(guī)則》，省間買方作為電源參與受端現(xiàn)貨市場出清、賣方作為送端現(xiàn)貨市場負荷參與出清，長期內構建統(tǒng)一電力市場，實現(xiàn)統(tǒng)一出清，推動新能源在更大市場范圍內消納。二是完善中長期交易制度設計，增加新能源發(fā)電調整合同的機會，縮短交易周期，提高交易頻率。允許不同電源品種之間自由轉讓市場合同，增加市場合同的流通性，使電力中長期交易曲線盡可能匹配實際出力曲線。三是鼓勵新能源發(fā)電商與售電公司、大型終端用戶和保底供電主體等簽訂虛擬購電合同，對沖現(xiàn)貨市場價格波動風險。2?一是以強制性配額落實可再生能源消納責任制。完成政府強制性的可再生能源消費配額，是綠色電力證書的最大需求。我國在2017年試行可再生能源綠色電力證書制度之初就提出“自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易”。202120212022-2030預期目標建議的函》中提出，2030年全國統(tǒng)一可再生能源電力消納責任權重為4025.9%。近兩年來，受各種因素影響，可再生能源電力消納源電力配額制，確保到2030年非化石能源消費比重達到25%。同時，應該將消納責任制壓實到售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。二是要加快構建全國統(tǒng)一的綠證交易市場。可再生能源交易的同時，綠色電力證書同如果企業(yè)通過直接綠電交易完成可再生能源消納配額的成本過高，則可在二級市場上購買三是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(yè)和跨國供應鏈上企業(yè)的購買需求。比如在國際上認可度較高的RE100100善了綠色電力證書制度，具備了被國際市場無條件認可的基礎，應早日與RE100公平、客觀、不帶附加條件地認可中國的綠色電力證書。四是有效銜接綠證與國內外控碳政策。綠色電力證書是消費可再生能源屬性的憑證。綠色電力證書主要用于滿足國內政策（比如可再生能源消納責任制）和國際市場要求（比100RE100）。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(yè)碳排放量。根據(jù)可再生能源電力項目的環(huán)境屬性不能重復開發(fā)的原則，用于核減企業(yè)碳排放量的綠色電力證書不能在用于其他需求。比如，在RE100包括可再生能源電力項目開發(fā)過的碳抵消量。為避免這種現(xiàn)象，建議在綠色電力證書對可3?能源發(fā)電商對沖現(xiàn)貨市場價格波動風險，所產生的損益單獨核算，由全體用戶分攤。3加快推進煤電轉型的市場機制創(chuàng)新3煤電轉型發(fā)展機制現(xiàn)狀與問題煤電行業(yè)作為我國傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的主體部分，其發(fā)電量和裝機量均占據(jù)電力部門的顯著位置，且短期內仍將保持主體電源的地位。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，20231.63.9%，發(fā)電量的占比仍然接近六成。在國家應20101?20211029高排放的分散小鍋爐的替代和進一步提升煤電機組負荷調節(jié)能力，為新能源消納釋放更80%90%以上煤電機組實現(xiàn)了超低排放。20247《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027）》，提出生物質摻燒、綠氨摻燒、碳捕集利用與封存等3低碳發(fā)電技術路線，并對煤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2025202320著低于現(xiàn)役先進煤電機組碳排放水平，為煤電清潔低碳轉型探索有益經驗。到2027年，煤電低碳發(fā)電技術路線進一步拓寬，建造和運行成本顯著下降；相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發(fā)電機組碳排放水平，對煤電清潔低碳轉型形成較強的引領帶動作用。2?現(xiàn)碳達峰、碳中和目標。3?2022市場價格形成機制的通知》（發(fā)改價格〔2022〕303303）20224號公告。3034預期引導和調控監(jiān)管的閉環(huán)機制。盡管各地煤電企業(yè)已經完成了一輪超低排放和節(jié)能技術改造，但在進一步投資進行深度清潔化改造過程中，還面臨諸多問題。1?潔化利用方面，在超臨界二氧化碳發(fā)電技術、碳捕集利用與封存（CCUS）、煤氣化燃料電池發(fā)電、燃煤耦合生物質發(fā)電等技術方面仍需突破，現(xiàn)階段技術研發(fā)難度大、成本高。二是煤電企業(yè)經營困難，煤電轉型中的改造任務艱巨。受煤炭供應緊缺、煤價高企、煤電價格倒掛等多重因素影響，煤電企業(yè)存在一定的經營困難，而煤電清潔化利用和靈活性改造又需要投入大量的技術和資金，對企業(yè)造成很大壓力，會造成企業(yè)清潔化和靈活性改造意愿較低。2?施力度和實際效果。3?一方面，電力市場與碳市場的協(xié)同發(fā)展缺乏明確的頂層設計方案，這導致兩個市場間未能形成有效的互動與互補。另一方面，由于風光等新能源間歇性和隨機性特征，煤電機組依造成煤電企業(yè)的經營困難，甚至影響到電力系統(tǒng)的整體穩(wěn)定性和安全性。煤電轉型發(fā)展機制的國際經驗借鑒煤電轉型是全球可持續(xù)發(fā)展、應對氣候變化的重要任務，各國在其氣候目標下選擇了不同的煤電轉型路徑，嘗試建立不同競爭性電力市場或設計相應電源側容量機制，以獲得相應的煤電轉型成效。現(xiàn)以德國、英國和美國為例，對國外煤電轉型主要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?德國是歐洲最大的煤炭消費國，作為一個富煤少氣的國家，其能源轉型的核心在于逐步淡出煤電和核電。為了解決退煤和棄核帶來的電網安全挑戰(zhàn)，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“煤電備用”機制。德國推動煤電轉型的主要措施有：（1）發(fā)布《退煤法案》，明確退煤規(guī)劃。2020應安全、就業(yè)安置、關聯(lián)產業(yè)轉型、社會保障等問題給出了詳細的規(guī)劃。（2）采用硬煤燃煤電廠退役補償招標競爭機制。從202020272028聯(lián)邦政府提供扶持和補償資金。一方面，德國政府向產煤州提供資金支持，用于基礎設施改造和人員安置；另一方面，降低輸電費用以防電價上漲。通過補貼的方式使淘汰燃煤發(fā)電的成本不會轉移給電力用戶。（4）完善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，輸電運營商通過雙邊合同或者競爭方式，組織發(fā)電商和用戶側主體參與電力輔助服務市場，其中最重要的是調頻輔助服務。（5）推動煤電機組靈活性改造。德國煤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(fā)電能力，以應對市場需求短缺，包括電網備用、容量備用和“煤電備用”三部分。2?20212050凈零排放的目標。英國推動煤電轉型的主要措施有：（1）逐步淘汰煤電。英國政府制定2025（PoweringCoalAlliance），被稱為化石燃料的“核不擴散條約”，目前已有104個國家參加。（2）發(fā)展可再生能源。通過提供補貼、稅收優(yōu)惠等政策措施，鼓勵企業(yè)投資可再生能源項目，積極推動可再生能源技術的創(chuàng)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源的間歇性和波動性，通過引入先進的通信技術和控制技術，實現(xiàn)電力系統(tǒng)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源和氣候變化部根據(jù)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者將在則就要面臨與停電損失相關的罰款；容量合同的費用由售電商承擔，依據(jù)其交付年在電能市場中所占份額進行結算。3?美國煤炭退役率的降低促進了煤炭產能的上升，貢獻了2023年退役裝機容量的近一半。隨著可再生能源裝機增加和一些傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電退役，美國發(fā)電裝機容量正處于轉型期。從轉型進程上看，目前美國處于以石油和天然氣為主的化石能源時代。美國在轉型過程中充分發(fā)揮自身資源優(yōu)勢和特點，并通過相關政策法律來推動煤電轉型。美國煤電轉型的主要措施有：（1）通過頁巖氣革命穩(wěn)定能源供給，選擇天然氣和核能作為過渡能源。美國大力推動頁巖氣革命，從第一次石油危機后就啟動對頁巖氣的研發(fā)也減少了對煤電的依賴。（2）將燃煤電廠轉換為天然氣發(fā)電廠。用天然氣發(fā)電替代燃煤電廠可以有效減少二氧化碳排放，有助于實現(xiàn)能源轉型。（3）大力發(fā)展。一是投建設。（4）豐富輔助服務交易品種，引入促進新能源消納的輔助服務產品和依據(jù)可靠性定價模型的容量市場。（5）4?（1）發(fā)揮政府作用，針對煤電轉型出臺相關政策德國提出《退煤法案》來確定退煤的時間，并且通過制定燃煤電廠退役補償招標競爭2050性，通過可再生能源配額制等機制促進綠色能源的發(fā)展。（2）大力發(fā)展綠色低碳技術加大在綠色低碳技術上的資金投入，在煤電轉型階段尋找能安全過渡的方法，重視能源效率、電網技術等領域的技術研發(fā)，例如美國大力發(fā)展技術，德國通過大數(shù)據(jù)技術和能源技術結合開發(fā)智能電網。（3）通過有效的容量機制和電力市場機制激勵煤電轉型有效的電力市場機制是煤電機組獲取合理收益的保障，各國均通過完善電力市場機制推動煤電轉型。德國完善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源投資；美國增加了市場主體通過輔助服務獲取收益的方式，同時通過容量市場機制保障了電力系統(tǒng)長期供電充裕性。結合我國煤電轉型國情來看：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源與供應側資源同等對待的做法，保證需的容量市場為我國提供了設計類似機制的模板同時，也意味著在煤電轉型中，我國需加強區(qū)域電網互聯(lián)，促進跨省跨區(qū)電力交易，提高系統(tǒng)整體的可靠性和經濟性。完善煤電轉型發(fā)展機制對策建議第一，完善電力市場體系構建，建立健全多元化、區(qū)域與統(tǒng)一市場交易相融合、現(xiàn)貨與中長期交易相協(xié)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(fā)電企業(yè)與用電大戶簽訂中長期購電合同，特別是推動可再生能源發(fā)電企業(yè)與煤電發(fā)電企業(yè)打捆參與交易，為煤電企業(yè)提供穩(wěn)定的收入預期，同時促進清潔能源消納。引入期貨、期權等金融衍生品，增加市場靈活性和風險管理能力。（2）完善輔助服務市場：明確界定輔助服務種類（如調峰、備用、黑啟動等），建立合理的輔助服務補償機制，鼓勵煤電企業(yè)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，逐步減少其作為基礎負荷保護各方利益，避免市場操縱。（1穩(wěn)定煤電企業(yè)固定成本回收預期，推動煤電機組進行必要的投資和改造。加強對各地落實煤電電價政策監(jiān)管，及時糾正以降價為目的專場交易，避免不合理干預。（2）建立健全跨省跨區(qū)容量電價分攤機制，推動跨省跨區(qū)中長期交易的簽約履約，保障電力供應充足。加強國家層面對熱價調整的指導，考慮優(yōu)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(jié)能力與煤電容量電價機制的合理銜接。轉而通過市場競爭決定容量價值。同時，為轉型過程中的煤電企業(yè)提供必要的技術和財政支持，減輕轉型壓力。（2）強化監(jiān)管與評估：建立健全容量市場的監(jiān)管體系，定期評估市場運行效果，及時調整和完善相關政策，確保容量市場的健康發(fā)展和公平競爭。第四，加強碳市場與電力市場間的銜接與融合，建立碳市場與電力市場的聯(lián)動機制，推動二者協(xié)同發(fā)展（1通過提高煤電的碳排放成本，激勵企業(yè)減少煤炭使用，增加清潔能源發(fā)電比例。實施碳排放配額交易與電力交易的聯(lián)動機制。（2）增強信息共享與平臺對接：建立碳市場與電力市場數(shù)據(jù)共享機制，利用大數(shù)據(jù)、云計算等技術手段，實現(xiàn)兩個市場數(shù)據(jù)的高效對接與分析，為市場主體提供更加精準的市場信號，促進資源優(yōu)化配置。4推動儲能多場景應用多技術路線發(fā)展的市場機制創(chuàng)新4儲能發(fā)展機制現(xiàn)狀與問題1?（1）抽水蓄能市場機制實現(xiàn)。容量電費根據(jù)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(wěn)定，反映了電站的容量作用特性。2014收益核定，同時提出容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)仉娋W運行費用統(tǒng)一核算，隨銷售電價2016-2019不納入電網準許收益或成本考慮，導致抽水蓄能電站投資積極性受挫。20215家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，進一步強調堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策，同時明確將容量電價納入輸配電價回收。（2）新能源強制配置儲能機制2021中提出了對儲能技術、配套等具體要求。目前絕大部分省市已出臺政策規(guī)范配儲比例及時510%1-0%420159為10%15%，1110%。（3）新型儲能財政補貼機制目前，我國通過多項財政補貼政策大力發(fā)展發(fā)電側儲能和用戶側儲能。202120新能源配置儲能比例在5-30%1-4等省份發(fā)布了新能源配儲補貼政策，補貼方式主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。安徽、貴州、河南等省份發(fā)布了新能源配儲參與輔助服務市場的政策，交易品種主要包括調峰、調頻、備用等。從各省儲能政策上看，發(fā)電側儲能推行力度遠高于電網和用電側儲福建等地；一類是鼓勵新能源項目按一定功率配比配置發(fā)電側儲能，同時會在項目審批、并網時給予傾斜。此外，部分地區(qū)（青海、新疆等地）會給予發(fā)電側儲能發(fā)售電量一定補貼，以提升其經濟性。②用戶側儲能補貼機制：2022年以來，針對用戶側儲能補貼政策頻發(fā)，成為地方爭取項目投資、產業(yè)落地的重要手段之一。補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主，補貼方向主要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密集，浙江省龍港市、北京市、重慶市銅梁區(qū)等地方政策支持力度較大。2?（1）抽水蓄能市場機制現(xiàn)存問題但建設條件好、制約因素少的資源儲備相對缺乏，形成資源儲備與發(fā)展需求的不匹配。帶來了不利因素。（2）新型儲能市場機制現(xiàn)存問題資金投入。這對于企業(yè)而言，會增加項目的投資成本和運營成本，降低企業(yè)盈利能力。儲能發(fā)展機制的國際經驗借鑒1?全球抽水蓄能電站中約85（電網統(tǒng)一經營）或租賃制形式解決投資回報問題。采用內部核算制的主要有法國、日本以及美國的一些州，這些地區(qū)沒有獨立的抽水蓄能電價。租賃制形式是由第三方投資，由電網來租賃，相關費用納入電網統(tǒng)一核算，再通過銷售電價一并疏導。其余15代表是英國和美國一些地區(qū)，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20%～30%，其他絕大部分還是通過補償?shù)姆绞将@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(yōu)點缺點內部核算制日本、法國，以及美國部分州收益與電網捆綁，電網按需調度，收入穩(wěn)定，有利于吸引地方資金未反映實時價值，調度缺乏價格信號；租賃成本未得到有效分攤；電站主觀能動性較低租賃制日本、美國易于結算、權責分明，電網可按需調度，電站經營管理收入較為穩(wěn)定租賃費是事前按“成本、收益”的方式核定，并不能真正反映抽水蓄能電站的實時價值，租賃期限和租賃費的核定、考核也存在難點兩部制電價中國既有利于吸引投資，也有利于電網靈活調度電網承擔了市場預測風險，且計量計費系統(tǒng)比較復雜參與電力市場競價美國、英國RTO/RSO覆蓋區(qū)、德國、瑞士以價格信號反映價值，有效分持成本，免于核算上網電價高，有電價波動風險；輔助服務價值難準確衡量；缺乏激勵機制固定收入+變動競價模式英國固定收益保障基本收益，變動收入體現(xiàn)價值，電站積極性高需要較為成熟市場條件和完善的市場激勵機制2?（地區(qū)）新型儲能市場化交易機制參與現(xiàn)貨電能量市場方面：美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）2018年發(fā)布841（ISO）和區(qū)域輸電組織（O）制定規(guī)則，在非歧視的基礎上向儲能資源開放其批發(fā)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商參與平衡機制的流程；澳大利亞在2021年引入5分鐘結算機制，為投資儲能等快速響應技術提供更準確的價格信號。參與輔助服務市場方面：美國德州電網運營組織（ERCOT）投運的儲能平均時1202250%，ERCOT2023（ECRS）2220223（DC（DM在響應時間方面具有顯著優(yōu)勢；澳大利亞允許5MW及以上的儲能電站參與調頻市場，現(xiàn)4~51容量補償或容量市場方面：美國的新英格蘭電網運營商ISO-NE2為獲得滿容量信用所需的最短持續(xù)時間，包括加州電網運營商CAISO、中部電網運營商MISO48以滿足高峰需求并整合可再生能源，RA4102016為反映不同時長的儲能系統(tǒng)的容量可用性，設定容量降級因數(shù)。儲能發(fā)展市場機制創(chuàng)新對策建議1?第一，強化統(tǒng)一規(guī)劃，優(yōu)化成本審核引導合理投資。加強抽水蓄能電站的統(tǒng)一規(guī)劃，實現(xiàn)抽水蓄能電站建設的有序進行。結合電源結構和布局、電網發(fā)展、負荷特點及全國聯(lián)網等因素，確定抽水蓄能電站的合理比重、布局和建設時序。進一步優(yōu)化成本監(jiān)審制度設計，引導抽蓄電站合理投資，促進抽水蓄能行業(yè)健康良性發(fā)展。對管理費用、辦公用房等將節(jié)約部分按照一定比例在電力用戶和抽蓄電站之間進行分享。對于未充分考慮地方發(fā)展情況盲目投資的省份，應設置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，明確抽水蓄能電站核準依據(jù)，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、利用價值等，全面確定立項費用。第二，確保兩部制電價政策下抽水蓄能電站的合理調度。明確調用抽蓄的場景，常見場景包括出現(xiàn)電力保供缺口、新能源消納困難、支撐電網安全及應急處置電網故障和異常時等。一般情況下，應主要對抽蓄電站以滿足電力保供和新能源消納為目標進行“按需應急調用”。第三，加快建立健全市場體系，逐步引導抽水蓄能機組更加充分地參與市場競爭，充分體現(xiàn)抽水蓄能電站的市場價值。在中長期市場中，構建促進消納的配套市場機制，鼓勵抽蓄電站作為新型主體參與省內或跨省區(qū)分時段中長期交易，解決新能源的波動性、間歇性問題；在現(xiàn)貨市場中，充分發(fā)揮市場在電量電價形成中的作用，已開展電力現(xiàn)貨市場試運行的省區(qū)，允許抽水蓄能參與現(xiàn)貨交易并按市場價格結算。加快電力輔助服務市場、容量市場建設，引導抽水蓄能這一特殊調節(jié)電源的有序投資，獲取合理回報。2?第一，進一步完善電源側儲能價格形成機制，推動新型儲能與所配套的電源一起參與電力市場?，F(xiàn)階段電源側儲能的成本疏導機制應遵循先向電源側疏導再間接傳導到用戶的推動新型儲能與所配套的電源一起參與電力市場；同時，加快推進電力市場建設完善市場價格機制，進一步體現(xiàn)電源側儲能價值。第二，促進電網側新型儲能商業(yè)模式多元化探索。開發(fā)“共享”儲能商業(yè)模式和行業(yè)儲能的收益新賽道。第三，完善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。企業(yè)的規(guī)?；l(fā)展。5推動用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)的市場機制創(chuàng)新5用戶側參與系統(tǒng)調節(jié)的現(xiàn)狀與問題1?新型電力系統(tǒng)下終端電氣化水平的提升，帶來了大量多元化的用戶側資源并蘊藏著巨大的系統(tǒng)調節(jié)潛力。20239.226.7，202414.520231受電煤供應緊張、用電負荷增長等因素疊加影響，我國少數(shù)省級電網在部分時段電力供需形勢較為緊張，使得實施電力需求響應、推動用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)以保障電力供需平衡成為必要。（1）用戶側資源類型、聚合與負荷管理當前我國用戶側可調資源主要包括分布式發(fā)電資源、可調節(jié)負荷資源、用戶側儲能資源、其他新型負荷資源等，這些資源具有容量小、基數(shù)大、種類多、分散化的特征，需要通過負荷聚合、虛擬電廠等模式聚合形成規(guī)?；{節(jié)能力。傳統(tǒng)上，電網企業(yè)對于需求側資源是采取電力負荷管理措施，由各地電網企業(yè)根據(jù)本地實際情況組建電力負荷管理中心，統(tǒng)籌協(xié)調開展電力負荷管理工作。（2）用戶側參與系統(tǒng)調節(jié)的市場機制《電力需求側管理辦法（2023年版）》指出要“全面推進需求側資源參與電能量和輔助服務市場常態(tài)化運行”，“支持符合要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，陸續(xù)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、補貼核算標準、價格形成機制、定價方法、補償分攤等方面進行市場機制設計。在響應方式方面，根據(jù)需求響應的事先規(guī)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(jù)需求響應的目的分為削峰需求響應與填谷需求響應。在補貼標準核算方面，需求響應補貼金額的確定主要由補償基準價格、響應負荷量、響應時間、補貼價格系數(shù)、響應速度系數(shù)等因素綜合決定，其中補貼價格系數(shù)反映實時響在價格形成機制方面，包含固定價格機制和市場化價格機制兩種方式。固定價格機制下各省市根據(jù)需求響應的類型、響應速度、響應負荷量、響應時間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，基于不同需求響應類型采用市場化申報的方式確定補償標準。在定價方法方面，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貼標準進行電量補償；兩部制補償機制下的補貼構成包含電量補償與電容補償兩個方面，兩部制補償機制更多應用于響應時間短的緊急需求響應。在補償分攤方面，主要包括以下五種方式：①尖峰電價或季節(jié)性電價：將尖峰電價或季節(jié)性電價的增收部分作為需求響應補償資金來源，目前四川、江蘇等省份主要采用這種方式。②購電差價盈余：以跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易購電差價盈余或是年度跨省區(qū)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源，采用這種方式采取這種方式的主要有天津市、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(fā)電側，具體的分攤方式包括發(fā)電側承擔分攤責任、用電側承擔分攤責任、發(fā)用兩側共同承擔分攤責任，采用這種方式的主要有甘肅、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?電力市場化建設有待深入，電價體系有待完善。雙邊電力現(xiàn)貨市場的建設仍有同時，尖峰電價、深谷電價、高可靠性電價、可中斷負荷電價等電價政策仍有待完善，通積極性。用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)積極性參差不齊。從用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)的實際偏差。同時，除電力市場外，用戶側可調資源如何充分發(fā)揮其綠色價值，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。仍需探索用戶側參與系統(tǒng)調節(jié)的常態(tài)化補償機制。當前用戶側資源參與系統(tǒng)調升，加大了需求響應成本疏導難度，影響需求響應的常態(tài)化運行。相關主體的獨立市場地位有待明確。源網荷各側調節(jié)資源和風光儲聯(lián)合單元、的供需兩側資源及其主體平等的權利與義務。用戶側資源參與電力市場的相關規(guī)則仍需不斷完善。一方面，用戶側資源類型多樣，其運行特性、應用場景、成本特征、可調容量、調度方式、響應速率以及獲利偏好報價報量方式、考核方式等設計方面進行差異化的市場規(guī)則制定，以緩解因市場機制設計如信用激勵制度、法律規(guī)范綜合保障體系等有待完善。用戶側參與系統(tǒng)調節(jié)的國際經驗借鑒1?JM美國是最早開始實行需求響應的國家之一，用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)已逐漸由傳統(tǒng)公共事業(yè)計劃向一種被負荷削減服務提供商（CSP）管理的重要資源轉變。美國PJM市場采用自愿需求響應計劃，通過負荷削減服務提供商對終端用戶在高電價期間或電網可靠性面臨風險時減少用電進行補償，響應類別分為緊急型需求響應和經濟型需求響應兩大類，并強調用戶側資源的價格敏感性在維持市場競爭性與保證電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性中的重要作用。在用戶側可調資源參與系統(tǒng)調節(jié)的模式中，PJM市場采用了并且在未來將長期采用負荷削減服務提供商模式，在該模式下，用戶側可調靈活性資源可參與電能量市場、容量市場與輔助服務市場。2011745以保證實際響應容量滿足中標結果要求。在容量市場中，2007年PJM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源需求的電力供應資源以確保電力系統(tǒng)的長期可靠性。在價格形成與成本分攤方面，削減服務提供商申報可削減負荷容量與價格參與市場競價，中標后補償為出清價格乘以中標容量，在收到容量市場的拍賣補償后，削減服務提供商需要與用戶簽署需求響應協(xié)議，并于規(guī)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(zhí)行效果來看，RPM定價模式與CSP模式的綜合運行使得負荷削減服務提供商在需求響應批發(fā)市場上，大幅增加了容量提供、系統(tǒng)緊急狀態(tài)下的用電削減等方面的服務收入。JM2012驗證流程，以調動更多靈活性調節(jié)資源。市場應是非歧視性的，強調需求響應資源與其他電力資源平等的地位，同時高效率的市場透明的用戶側資源應用于電網管理，通過用戶側資源的價格敏感性保障市場競爭性與市場運行成效，協(xié)調各州監(jiān)管機構，以促進批發(fā)市場和零售市場激勵措施的一致性。2?NEM澳大利亞能源市場運營商（AEMO）于2013年發(fā)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(fā)布了需求響應資源參與電力批發(fā)市場的指南。澳大利亞采用批發(fā)需求響應機制（WDRM），當需求響應服務提供商（DRSP）在系統(tǒng)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DRSP商將在需求響應事件后獲得相應的補償。在市場機制設計方面，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，買方從賣方處獲得服務的價格可以反映買方對該服務的估值和賣方提供該服務的意愿，用以反映用戶側資源削減電力負荷的意愿，通過批發(fā)價格信號進一步調節(jié)終端用戶電力消費方式與消費意愿，這在實現(xiàn)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面有雙重好處。推動用戶側參與系統(tǒng)調節(jié)的市場機制建議1?用戶側資源可以滿足不同調節(jié)周期、不同調節(jié)容量下的系統(tǒng)調節(jié)要求，能否充分調動用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)積極性的關鍵則在于靈活性資源價值的挖掘，而電力現(xiàn)貨市場與中長期市場的分時價格信號是靈活性資源價值的重要體現(xiàn)，同時完善且成熟的電力市場可以為用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)提供良好的平臺，用戶側資源參與電力市場所獲補貼的經濟合理性是決定其充裕程度與資源配置效率的關鍵。隨著我國多層次統(tǒng)一電力市場體系的初步構建，目前，我國正有序實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋并進一步推動現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行，同時優(yōu)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(xiàn)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?通過分析各類用戶側資源的運行特性、應用場景、成本特征及其在不同價格補償下參與系統(tǒng)調節(jié)的可調容量與調節(jié)時段，結合地方稟賦特征，建立分類資源庫并動態(tài)更新，以充分挖掘各類用戶側資源的調節(jié)潛力。同時，探索建立長效補償機制，按照“誰提供、誰獲利；誰受益，誰承擔”原則進行費用疏導，為具備調節(jié)能力的主體提供更多盈利空間，以充分挖掘用戶側可調資源的積極性并推動用戶側資源的常態(tài)化運行。3?通過立法等方式明確源網荷各側調節(jié)資源和風光儲聯(lián)合單元、負荷聚合商、虛擬電廠同時鼓勵相關主體出臺行業(yè)標準、團體標準等標準體系以實現(xiàn)規(guī)范發(fā)展。進一步地，由于用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)的技術特性與獲利偏好有所差異，在不同發(fā)展階段的有效調節(jié)量和偏好調節(jié)方式也不盡相同，應分類型、分階段設計用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)的相關市場規(guī)則。同時，應遵循技術中立原則，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(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司等經營主體享有平等的權利義務，同等承擔各類市場的經濟責任、履行市場交易結果。4?隨著大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網、人工智能和區(qū)塊鏈等現(xiàn)代先進信息技術的快速發(fā)展，能源互聯(lián)網的信息監(jiān)測、雙向計量、多方通訊、綠電溯源等能力快速提升。開展智能化改造與建設，實現(xiàn)靈活性資源的可觀、可測、可控，以智能化決策與自動化調控提升用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)的水平與效率。5?由于用戶側資源具有分散性、趨利性、不確定性的特征，使得其相比于傳統(tǒng)電力資源具有更大的交易違約概率。為進一步提升用戶側資源參與系統(tǒng)調節(jié)的可用性并引導各類資源規(guī)范、高效、有序參與電力市場，應開展需求響應信用管理，實行信用激勵機制，建立各類主體及各類可調資源參與系統(tǒng)調節(jié)的信用評價體系，以降低需求響應市場主體的違約風險以及由此所帶來的效益損失，同時對于不同主體的失信、不合理操作等行為采取一視同仁的處罰措施。參考文獻J].,2022(10):71-74.華能天成租賃、中國電力企業(yè)聯(lián)合會.新能源及儲