中國儲能網(wǎng)訊：國際能源署（IEA）發(fā)布《電力市場設(shè)計：發(fā)揮優(yōu)勢、彌補差距》報告，對全球主要電力市場（包括歐洲、美國、澳大利亞、日本等）的設(shè)計現(xiàn)狀與挑戰(zhàn)進行了全面評估。
報告指出，隨著電力系統(tǒng)向高比例可再生能源、去中心化和數(shù)字化方向轉(zhuǎn)型，市場設(shè)計需協(xié)同演進以保障安全、可負(fù)擔(dān)且可持續(xù)的電力供應(yīng)。核心結(jié)論是：短期市場運行有效但需精細(xì)化改進；中長期市場流動性不足制約投資；互補機制需與市場信號更好協(xié)調(diào)。報告強調(diào)，市場設(shè)計應(yīng)視為動態(tài)迭代過程，而非一次性改革，需通過透明、可預(yù)測的框架維護投資者信心。
短期市場：高效運行與精細(xì)化挑戰(zhàn)
短期市場（日前、日內(nèi)、實時市場）通過邊際定價機制成功平衡供需，例如歐洲日前市場每日處理超40萬筆報價，保障了99.9%的供電可靠性。然而，可再生能源占比上升加劇了系統(tǒng)復(fù)雜性。報告顯示，2022年能源危機期間，歐洲氣價飆升引發(fā)電價上漲4倍，促使各國出臺400余項應(yīng)急干預(yù)措施。價格波動本身是市場信號有效的體現(xiàn)，但需通過更高時空粒度優(yōu)化。例如，澳大利亞NEM將結(jié)算間隔縮短至5分鐘，歐洲日前市場引入15分鐘產(chǎn)品，以更好反映光伏、風(fēng)電的波動性。
此外，負(fù)電價頻發(fā)凸顯靈活性需求。德國2024年負(fù)電價發(fā)生率較2019年翻倍，需通過需求響應(yīng)、儲能等技術(shù)優(yōu)化調(diào)度。報告指出，短期市場需降低分布式資源參與門檻，例如美國FERC Order No.2222要求批發(fā)市場向聚合商開放，歐洲推動跨境日內(nèi)交易關(guān)口時間從60分鐘縮短至30分鐘。
中長期市場：流動性不足與風(fēng)險管控缺口
中長期市場（期貨、遠(yuǎn)期、PPA）的流動性不足制約了資本密集型項目投資。報告顯示，德國期貨市場交易量僅為物理消費量的20倍，而日本、南歐等多國市場流動性更低。結(jié)構(gòu)性錯配突出表現(xiàn)為“期限缺口”（Tenor Gap）：開發(fā)商需20年以上購電協(xié)議（PPA）穩(wěn)定收益，但買方因需求不確定性傾向1-3年短約。例如，歐洲企業(yè)PPA中超過75%由年收入超10億美元的大公司簽署，中小企業(yè)因信用門檻和抵押要求被排除在外。
為改善流動性，西班牙推出與光伏發(fā)電曲線匹配的“太陽能曲線期貨”，澳大利亞NEM引入早、晚高峰期貨產(chǎn)品。報告建議通過做市商機制、標(biāo)準(zhǔn)化合同和公共信用擔(dān)保降低交易成本，同時加強跨市場對沖工具協(xié)調(diào)，如歐洲電價區(qū)差價合約（EPADs）和美國阻塞收益權(quán)（CRR）。
互補機制：政策與市場的協(xié)同挑戰(zhàn)
互補機制（如容量補償、低碳支持）已成為許多市場的結(jié)構(gòu)性組成部分。例如，澳大利亞近十年98.8%的新增容量依賴政府支持，歐盟容量機制成本從2020年30億美元增至2024年70億美元。設(shè)計不當(dāng)可能扭曲市場信號：固定上網(wǎng)電價（FiT）可能在負(fù)電價時段激勵無效發(fā)電，而容量市場若過度采購將推高系統(tǒng)成本。
報告強調(diào)需通過競爭性分配提升效率。歐洲普遍從FiT轉(zhuǎn)向差價合約（CfD），英國為核電引入規(guī)制資產(chǎn)基礎(chǔ)模型（RAB），以降低資本成本。此外，容量機制需納入靈活性資源，如德國2026年將補償慣量服務(wù)，加州CAISO將儲能納入資源充足性產(chǎn)品。
AI應(yīng)用場景：算法交易與風(fēng)險管控
人工智能在電力市場中的應(yīng)用集中于算法交易和系統(tǒng)優(yōu)化。報告指出，澳大利亞NEM每日報價量自2021年增長4倍至23萬筆，算法投標(biāo)可提升效率，但也帶來合謀、波動放大等風(fēng)險。例如，相似算法基于共同數(shù)據(jù)源可能同步報價，推高價格且難以監(jiān)管。為此，歐盟修訂《REMIT條例》要求算法交易透明化，澳大利亞建議限制過度頻繁報價。
AI亦用于預(yù)測性維護和需求響應(yīng)。數(shù)字孿生技術(shù)模擬電網(wǎng)狀態(tài)，機器學(xué)習(xí)優(yōu)化儲能充放電策略。然而，數(shù)據(jù)隱私、模型問責(zé)制等挑戰(zhàn)需通過監(jiān)管框架解決。報告建議建立算法報備機制和動態(tài)監(jiān)測規(guī)則，平衡創(chuàng)新與風(fēng)險。
案例分析與區(qū)域經(jīng)驗
歐洲：市場耦合提升跨境效率，但2022年危機暴露對單一氣源的脆弱性。西班牙、葡萄牙臨時氣價上限雖降低用戶賬單，卻增加政府支出和跨境供電壓力。
澳大利亞NEM：2022年因極端天氣和機組退役觸發(fā)市場暫停9天，后將容量價格上限從300澳元/MWh翻倍至600澳元，凸顯定期審查機制重要性。
美國ERCOT：2010年從區(qū)域定價轉(zhuǎn)向節(jié)點定價，一次性成本超5億美元，但首年即通過減少阻塞節(jié)省3億美元，并為電池、需求響應(yīng)提供精細(xì)信號。
日本：東西部電網(wǎng)頻率差異（50Hz/60Hz）限制互聯(lián)，需通過市場整合提升靈活性。2025年容量拍賣首次納入儲能，規(guī)模達(dá)166.2GW。
結(jié)論與建議
報告提出三大改革方向：
短期市場需增強時空粒度，通過更短結(jié)算周期和更細(xì)區(qū)位信號反映系統(tǒng)條件；
中長期市場應(yīng)改善流動性，拓寬參與主體，開發(fā)適應(yīng)可再生能源特性的期貨產(chǎn)品；
互補機制需明確目標(biāo)，避免與市場信號沖突，并通過競爭性拍賣控制成本。
最終，電力市場設(shè)計需作為動態(tài)框架，在保持核心原則的同時適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型需求。政策制定者應(yīng)確保改革進程透明、連貫，以維系投資信心，支撐低碳電力系統(tǒng)安全高效運行。
