新型電力系統下的天然氣市場與電力市場協調機制探討

楊韻，江昕玥，段秦尉，涂煉，程永峰，楊莉

（1. 廣東電網有限責任公司電力調度控制中心，廣州 510220；2. 浙江大學電氣工程學院，杭州 310027）

0 引言

隨著我國電力市場化進程不斷推進，電力現貨市場的建設已成為現階段電力體制改革的重點。近年來隨著可再生能源、交直流混聯電網等新要素接入帶來的電力系統形態變化，電力系統在適應性與有效性等方面面臨著許多新的挑戰［1-2］。高比例可再生能源并網后電力系統靈活性資源需求進一步擴大。燃氣發電具有高靈活性、低碳排放強度等優點，是構建清潔低碳、安全高效能源體系的重要支撐。如何協調天然氣市場與電力市場的運行交互是新型電力系統發展的關鍵。

多能源系統中存在著更多復雜網絡和運行不確定性等因素，電力系統的運行風險需要進一步結合其他能源系統的風險傳導水平進行評估［3］。近年來，能源轉型過程中快速發展的氣-電耦合為電力系統與電力市場運行引入了許多新的風險因素。2021 年2 月受暴風雪的影響美國德州天然氣機組發電能力驟減25 000 MW，直接導致電價從往年同期50 美元/MWh 飆升到系統上限9 000 美元/MWh［4-5］，增幅高達180 倍。2021—2022 年歐洲持續面臨一次能源供不應求導致能源價格和電力價格飆升，2022年部分時段現貨市場均價超過300 歐元/MWh，而2019年年底僅為50歐元/MWh左右［6］。

能源市場間的交互影響越來越顯著，緩解風險需要通過多個市場間有效的協調機制。燃氣機組作為新型電力系統的關鍵靈活性資源，天然氣市場與電力市場的交互影響是研究的重點。目前，針對包括天然氣在內的各類能源之間互補性和替代性的多能源市場協調運行機制已有一些研究。文獻［7-8］表明，天然氣市場和電力市場運行時間上的不匹配會對市場主體交易帶來更多的不確定性和盈利風險。文獻［9-10］研究了能源系統靈活性對多能源系統運行經濟性的影響。文獻［11-12］研究了天然氣市場和電力市場之間的協調參數設置方法，分析了市場參數對耦合系統運行和調度的影響。然而，以上研究均基于理論模型對天然氣市場和電力市場協調方式進行設計，仍須結合國外實踐和我國的具體情況對能源市場風險引發的天然氣-電力市場協調機制進行系統的研究和討論。

基于以上背景，本文從氣-電耦合市場的角度出發，對現有的研究工作和市場實踐進行了調研與綜述，然后分析總結了極端天氣下天然氣供給風險導致的電價上漲事件和當前國內天然氣市場與電力市場協調存在的關鍵問題，最后結合極端情況下價格風險應對經驗和我國存在問題提出了考慮風險聯動特征的氣-電市場協同機制設計建議。

1 天然氣-電力市場協同運行面臨的新形勢

隨著全球范圍內能源結構清潔化轉型，新能源的裝機比例不斷攀升。由于燃氣機組可以快速啟停，具有較高的靈活性和可調度性，燃氣機組在高比例新能源發電系統中可起到平衡能源供需、提供調峰和調頻支持以及應對緊急情況的重要作用。目前國內外多數電力系統都逐步提高了燃氣機組的比例以增強電力系統的穩定性、可靠性和靈活性，從而促進可再生能源的整合和可持續發展。例如美國德州燃氣裝機容量占比達到47%以上［4］；賓州2021年底天然氣發電占比達到52%，而燃煤發電占比從2001年的57%下降到12%，天然氣取代了大部分燃煤發電［13］。2022 年底我國燃氣發電裝機容量98.02 GW，主要分布在京津冀、長三角和珠三角等地區。預計至“十四五”期間廣東將新增天然氣發電裝機容量36 GW。因此，考慮到國內快速增長的燃氣發電在電力系統運行中的地位不斷上升，分析天然氣-電力市場協同運行的研究現狀和實踐形式對實現更高效的能源交易、促進市場資源優化配置、提供更好的價格發現機制等方面具有重要意義。

1.1 天然氣市場和電力市場耦合研究現狀

目前國內外關于天然氣市場和電力市場耦合情況的研究主要集中在信息交互背景下的市場協調機制設計和市場主體多市場交易決策等方面，如圖1所示。

圖1 天然氣市場和電力市場耦合研究Fig. 1 Research on the coupling of natural gas market and power market

在市場協調機制設計方面，通過歷史價格數據信息辨識能源市場間的交互影響是重要的研究主題，同時為耦合市場協調機制設計提供相關性分析基礎。文獻［14］從實體經濟路徑和金融市場的角度分析了天然氣市場和電力市場間的影響機制，并利用期貨價格數據對天然氣市場和電力市場間的信息溢出效應進行了實證分析，反映了價格信息在耦合市場間的傳導程度。文獻［15-16］運用向量誤差修正模型（vector error correction model， VECM）和多變量廣義自回歸條件異方差（generalized autoregressive conditional heteroskedasticity， GARCH）模型分別對英國和西班牙的電力市場、原油市場和天然氣市場之間的波動性相互作用進行了分析，該分析同樣基于對能源期貨價格的檢驗實現。

除去價格傳導機制方向外，已有研究關注到天然氣市場和電力市場在投標和出清時間的不同步會影響到兩個市場間的協同運行。文獻［17］基于市場間的異步性構建了多市場主體參與的兩階段市場運行機制。文獻［18］從日前調度和實際運行兩個時間尺度構建了氣電協調調度模型來解決新能源波動性對天然氣需求的影響。文獻［12］分析了電力和天然氣市場運營在不同時間尺度上的協調程度，應用兩階段隨機規劃構建了不確定電力供應下的日前和實時出清模型。文獻［19］基于邊際價格探討了天然氣市場和電力市場雙邊能源交易的市場均衡和出清機制。此外，天然氣市場和電力市場間的信息交互也是協調機制設計的關鍵。文獻［20］基于天然氣市場和電力市場間有限的信息交換構建了天然氣網絡模型和機組組合模型組成的市場協調機制模型，該方法通過在兩個系統之間僅僅交換價格和調度信息來實現有效的協調，同時對每個系統的網絡數據和用戶信息保密。文獻［21］研究了有限信息環境下電力系統和天然氣系統之間在交換燃料價格信息時不同時間和空間粒度對耦合市場運營的影響。

在市場主體多市場交易決策方面，氣-電耦合的市場環境中燃氣機組發電商需要協同考慮參與天然氣市場與電力市場的交易策略。文獻［22-24］從市場競價博弈的角度研究發電商的交易策略。其中，文獻［22］以微電網為投標主體對參與多能源市場競價均衡策略進行了分析。文獻［23］考慮合作聯營模式和租用模式的特點建立了綜合能源供應商參與天然氣市場和電力市場的古諾隨機均衡模型。而文獻［24］在市場框架建模中額外引入了天然氣實時交易市場模擬含風電的綜合能源服務商對于投標偏差的處理策略。與燃煤機組相比，燃氣機組的燃料供應來源并不總是及時可靠的，例如高峰期管道容量的物理限制直接影響了燃氣機組發電商在電力市場中的競爭性。另外，除了與稀缺管道容量相關的物理限制，長期供應合同簽訂量和現貨市場價格也直接影響燃氣機組行為［25］。文獻［8］考慮了多時間尺度管道合同的影響優化了燃氣機組發電商在現貨市場投標和管道合同組合決策的運營策略。文獻［26］將天然氣長期供應合同限制和天然氣管道堵塞約束加入電力市場模型中，綜合優化了燃氣機組發電商電力市場競價和天然氣供應合約交易決策。

1.2 國外天然氣市場和電力市場協同運行的實踐

由于各地區在能源供應鏈、市場發展程度和相關政策等方面存在差異，設計氣-電耦合市場協調機制時需要結合各地的能源供應基礎和市場運行情況。美國和澳大利亞天然氣資源豐富且天然氣發電占比較高，2022年美國、澳大利亞的天然氣發電占比分別約為39.0%和16.2%，電力與天然氣的聯合調度和協調市場機制直接影響到系統運行的經濟性和可靠性。結合美國、澳大利亞等天然氣發電比重較高的國外天然氣市場與電力市場協調運行的案例，總結經驗如下。

1）多交易品種和市場多層次設計。在多交易品種設計方面，短期天然氣合同和現貨交易為天然氣市場主體提供了比傳統長期合同更大的靈活性，降低了資源再分配成本，能夠使天然氣市場與電力市場更加同步［8］。北美區域性天然氣市場中心增加了多時間尺度的天然氣交易機會，天然氣短期合約逐漸取代10 年期以上的長期合約，主要以短期合同和現貨方式完成交易。這種通過實時、市場主體平等競爭形成的現貨或短期期貨價格能夠反映天然氣供求關系和市場價值。同時由于現貨市場價格存在波動性，相應的金融衍生工具或交易品種被用于管理價格風險［27］。在市場多層次設計方面，由于天然氣運輸需要充分考慮天然氣管道的物理限制和動態特性，一定程度上影響了天然氣發電的靈活性，多層次市場設計能夠為天然氣管道資源利用提供更多機會，增加天然氣交易和運輸過程中的流動性。利用低成本或零成本的管道產能，天然氣供應商可以選擇將價格相對較低的天然氣運往現貨市場，緩解天然氣市場和電力市場的價格壓力?；诖?，澳大利亞構建了日前拍賣（day ahead auction， DAA）的集中拍賣平臺，拍賣天然氣管道和氣體壓縮設施在前期合同簽訂結束后剩余運輸能力，以增加天然氣運輸網絡的流動性［28］。在2019—2020 兩年內，通過管道運輸有效地將悉尼每月平均現貨天然氣價格降低了0.63 美元/GJ。日前拍賣過程能夠間接降低燃氣機組的供應成本，燃氣發電商利用DAA 來確保額外的天然氣運輸容量［29］。

2）多時間尺度市場時序匹配設計。通過設計與天然氣市場時序相協調的日前市場交易時序，能夠為燃氣機組提供更公平的電力市場交易機會，同時為電力市場交易提供充足的時間裕度，充分發揮現貨市場應對不確定性的協調能力?？紤]到燃氣機組受氣源供應和天然氣價格限制，在電力市場上競爭力不足的問題，美國PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）對電力市場的報價時間和出清時間進行了調整，將日前電力市場開始時間從16：00（東部時間）提前至13：30，與此同時天然氣市場將投標截止時間從12：30 推遲到14：00［30］，確保氣、電市場間存在交叉同步的時間，以便為燃氣機組提供更加清晰的電價信號和電力需求。與此同時天然氣市場還增加了日內第三個投標周期，以提供額外的日內天然氣調度靈活性［30］。2018 年PJM 進一步將電力市場主體的報價時間由10：30 延期至11：00。在改進的市場機制下燃氣發電企業能夠利用更充分的時間參與天然氣市場交易并制定交易策略，提高盈利水平。再例如加州獨立系統運營商（independent system operator， ISO）出清算法中增加了最大的天然氣使用量限制，以確保天然氣供應的可用性，顯著改善了日前調度中的天然氣-電力協調性。然而天然氣市場一般按日結算，電力市場一般按小時結算，兩個市場結算顆粒度上仍存在差異，成為兩個市場間進一步協調的制度障礙［18，31］。

3）氣-電耦合系統信息交互機制設計?？绮块T的信息交互與匯總是多能源系統協調優化和市場運營的難點。除政府能源部門和監管機構外，分管的市場運營機構往往難以對能源調度進行統籌管理，無法及時處理由一個市場突發狀況引發的連鎖沖擊影響。針對這個問題，PJM 于2021 年設立了電力天然氣協調高級工作組（electric gas coordination senior task force）對耦合市場的運營和規則進行評估，加強電力及天然氣系統運行信息的交互［32］。此外，PJM 利用天然氣管道數據庫（gas pipeline tool）及時監控并公開與參與PJM 的燃氣機組相關的天然氣供應商的天然氣管道的關鍵狀態［33］，進一步提升氣-電信息交互的透明性。澳大利亞利用職責明確分工全面的運營監管機制實現對市場的管理，確保了機構的獨立性、專業性與協同效能。其中澳大利亞能源市場運營商AEMO（Australian energy market operator）作為同時經營國家電力和天然氣市場的核心運營機構，在降低因信息壁壘產生的風險方面具有明顯優勢。具體來說，AEMO 通過實時監測市場運營和系統性能管理天然氣市場和電力市場以及維護系統安全［34］。其不直接管理天然氣管道基礎設施，而是監管維護擴建天然氣和電力網絡基礎設施的第三方，同時對相關市場主體提供系統約束和規劃建議。在如圖2 所示的架構中，能源聯合運營中心可以實現單一決策者聯合運營商收集電力和天然氣網絡的詳細信息，然后協助調度部門集中實施發電機組的電力調度和氣井分配，提高能源系統的信息交互和調度效率。

圖2 集中式運營框架Fig. 2 Framework of centralized operation

2 面向氣-電耦合環境的市場風險評估

2.1 極端情況下的國外市場風險聯動分析

隨著風電、光伏等新能源滲透率的提高，在高比例天然氣發電的電力系統中天然氣和電力市場間的持續不協調將加劇電力系統故障風險。近年來，國外發生了多起由極端天氣或能源危機導致發電側天然氣供應緊缺，進而引發電力市場價格風險或系統停電的事件。如何在及時有效應對極端情況下的市場價格風險仍是市場管理機構需要重點關注的問題。

2021年美國德州極寒天氣下的大停電事故原因和過程就曾引起廣泛關注。文獻［35-36］分析了德州電網運營特征，并結合得州電力可靠性委員會（electric reliability council of Texas， ERCOT）的應急措施描繪了停電過程中的關鍵事件。文獻［4，37］聚焦天然氣系統故障對電力系統的風險傳導，從能源供應低溫故障、天然氣供應短缺和天然氣儲備容量不足等方面歸納了事故直接原因。文獻［38］針對自然災害誘因和氣電多環節故障的角度對能源供應到價格飛漲的風險傳導過程進行了推演。德州天然氣發電占比超過40%，在此供電危機事件中天然氣價格與電力價格體現出強相關性。如圖3 所示［39］，2 月17 日極寒風暴導致Henry Hub 天然氣現貨價格逼近24美元/GT，是自2003年以來的最高日價格，其他天然氣交易中心的價格也在該時段創下了歷史新高。在這段時間內德州天然氣管道堵塞導致氣源日產量下降近一半，進一步導致德州和周邊地區市場供應緊張。極寒天氣下天然氣交易限制、風機凍結、孤立電網外來電量調節不足等因素綜合導致電價飛漲，在故障期間70%時段每小時批發電價超過6 000美元/MWh。此外，天然氣價格飆升同樣也導致德州以外的其他電力批發市場電價上漲，如圖4 所示［40］，2021 年2 月PJM 平均電價達42 美元/MWh，新英格蘭ISO 的平均電價達73 美元/MWh，均較前后正常電價水平有明顯上漲。由此可見，極端天氣下天然氣價格波動風險能夠快速地傳導到電力系統側，進而導致電力市場價格異常。

圖3 2019—2021年亨利天然氣中心周平均天然氣現貨價格Fig. 3 Weekly average gas spot price of Henry Hub natural gas center from 2019 to 2021

圖4 2020—2021年部分市場運營中心月平均電力批發價格Fig. 4 Monthly average wholesale electricity prices of partial market operation centers from 2020 to 2021

考慮到極端天氣下電價長期飆升至價格設定上限，德州公共事業委員會兼顧能源價格傳導和其他風險因素對電力市場稀缺定價機制進行了修改。在2021 年以前電力價格上限為9 000 美元/MWh，修改后日常價格上限下降為5 000美元/MWh，且在峰值凈利潤率高于一定閾值后該價格上限將進一步降至2 000美元/MWh。其中，峰值凈利潤率的閾值通過在實時能源價格大于天然氣價格指數10 倍時燃氣機組可能獲得的年凈收入計算得到［41］。因此，改進后的價格上限能夠充分反映市場供需特性和天然氣價格聯動對電力系統的影響，同時降低了電力用戶在極端情況下遭遇的電價風險。

美國加州也曾發生極端天氣疊加天然氣發電受限引發電力市場價格飆升與大面積停電的情況。加州電力系統具有高比例新能源裝機，其凈負荷曲線具有典型的“鴨型曲線”特征，主要依靠燃氣機組發電（日發電比例達電力需求的30～60%）以及少量水電和外來電來平衡由于新能源波動導致的日電力需求的變化［42-43］。極端高溫情況下燃氣機組發電效率和水電出力均嚴重下降，此時若無法及時調用外受電力，將很容易導致州內電力供應短缺。在2020年因持續高溫與燃氣電廠故障導致的分區輪流停電期間，加州批發電價飆升到接近1 000 美元/MWh［44］。文獻［45］從加州的凈負荷特性和外受電特性角度量化分析了高溫下的限電事故，指出應增加區域燃氣機組裝機和靈活性調節資源促進電力供需平衡以提升系統穩定性。此外，加州電力市場設計并建立了不平衡能量市場，在凈負荷迅速變化時段交易與加州電網互聯的相鄰區域電網爬坡資源，實現特殊時段的電力實時平衡。

能源危機導致天然氣價高量緊也是導致電力價格異常的風險之一。在能源轉型過程中，歐洲對天然氣的需求逐年上漲，天然氣進口依賴度達84%。2021 年初到2022 年夏末，受國際局勢影響，歐洲天然氣供需嚴重失衡，天然氣價格暴漲了近700%，電價也屢屢突破歷史高點。針對高昂的電價，歐盟通過設置電價上限、征收暴利稅與補貼等措施干預能源市場。其中西班牙在短期范圍內對燃氣發電商給予相應補貼，設置天然氣價格上限為40 歐元/MWh 并進一步根據時間和價差修正該價格上限值，降低燃料成本居高不下時期燃氣發電商的供應風險。

綜上所述，總結極端情況下的國外氣-電價格風險事件成因和應對措施，可以得到利用市場因素調節供應風險的相關經驗如下。

一方面，需要建立市場參數變化管理與事后完善機制，對沖天然氣價格異常導致電力價格飆升的風險。例如，德州極寒天氣下電價飆升并長時間維持頂價，暴露了此前稀缺定價機制設置的電價上限過高等市場規則設計不合理的問題。建立市場參數變化管理與事后完善機制，根據天然氣價格動態調整電力價格上限參數，并設置極端情況下差異化調整方案，有效地降低了極端天然氣價格聯動電力價格異常的市場風險。

另一方面，合理加強政府或管理機構的監管調節作用。在市場失靈或者大幅偏離市場預期時通過管理機構強制管控供需側資源和市場配置，能夠實現快速的資源統籌和風險緩解。例如在天然氣供應緊張時段，德州政府通過短期內限制出口等天然氣資源管控手段，有效保障了區域內的能源發電和電力供應能力；在燃料價格居高不下時期歐洲能源機構利用限價和補貼等方式抑制天然氣價格過快上漲，緩解了燃氣發電商參與電力市場的壓力。

2.2 國內天然氣市場和電力市場發展現狀

在清潔能源結構轉型背景下以新能源為主體的新型電力系統在應對多能源耦合的電力市場時面臨新的挑戰。我國電力市場已逐步形成了中長期與現貨交易協同的多時間尺度交易體系和省間與省內市場協同的多空間尺度交易體系［46］。但是目前在國內電力現貨市場試點省份中浙江省面臨凈負荷快速變化時燃氣機組爬坡需求急劇增長的壓力，山西省和山東省在光伏大發時段電力現貨市場都出現較長時段的零電價甚至負電價，體現出系統在消納高比例可再生能源時對靈活性資源的需求。

隨著能源市場化不斷深入，天然氣在新型能源體系中的地位不斷上升，“上游油氣資源多主體多渠道供應、中間統一管網高效集輸、下游銷售市場充分競爭的‘X+1+X’油氣市場體系”改革目標正在逐步實現［47-48］。近年來，國內上游天然氣供應網絡日趨完善，多元化供氣體系形成，以廣東省為例，目前南方地區天然氣供應已形成海上天然氣、進口LNG和陸上管道氣等多氣源渠道供應、充分競爭的供應格局。相較于之前中海油和中石油壟斷廣東天然氣市場的局面，廣東能源集團、深圳能源集團等各大傳統中下游用戶都在上游資源進行布局并擴展氣源供應渠道，未來天然氣市場供應主體將更加多元化。中游在國家管網公司成立后進一步加快推進天然氣基礎設施建設，擴大省間和省內網絡互聯互通以及海上陸地天然氣傳輸利用的規模，但是對于使用率較高例如西氣東輸管道仍存在高峰期擁堵的問題。下游天然氣交易市場中逐步建立了多個天然氣交易中心，通過區域優勢構建統籌國內外合作交易、供需匹配的天然氣交易平臺，促進能源市場化配置。但是目前國內的天然氣交易中心交易規模較小，尚未在價格信號導向和交易樞紐等方面發揮更多的作用［49］。

2.3 耦合環境下國內市場協調運行關鍵問題

隨著天然氣在省級電網電力供應和輔助服務中的作用越來越重要，天然氣市場和電力市場耦合環境下的市場運行協調仍存在以下問題需要解決。

1）氣-電價格傳導機制和補償機制欠缺。當下國內天然氣供應在一定程度上依賴進口資源，且國內尚未形成能夠實現定價權的天然氣交易樞紐，能源價格易受到國際天然氣價格波動性的影響。在國際天然氣價格居高不下時期，由于現存的上網電價并未體現燃氣發電的低碳價值以及提供調峰或備用服務的價值，且缺乏合理的價格傳導和分攤機制，導致燃氣機組難以回收成本，在電力市場中競爭力進一步降低。受政策約束燃氣公司必須保障居民用氣價格，此時發電側用氣價格受到國際天然氣價格影響加大，導致燃氣機組在固定補貼機制的作用下仍然會虧損。而且隨著國內能源結構日趨復雜，新能源裝機提升與煤電逐漸退役進一步放大了區域電網中靈活性資源和儲備調節能力不足的風險［50］，對燃氣機組的定位和輔助服務功能提出了更高的要求。目前燃氣機組的備用和容量功能尚未得到合理的補償，進一步降低了燃氣機組參與市場的收益。

2）燃氣機組用氣計劃剛性與現貨環境下發電計劃不確定性的矛盾與日俱增。電力系統中的燃氣機組的發電燃料供應仍存在一定限制，制約了燃氣機組的調度運行和市場交易策略。在電力現貨市場機制下燃氣機組的發電計劃具有較強的不確定性，難以在日以上時間尺度上預判，進一步影響其在多交易品種間購氣和簽訂合同的交易策略制定。此時燃氣機組更容易因其高昂的燃料發電成本以及不經濟的采購計劃導致在電力市場難以大幅度調整報價實現成本回收。

3）天然氣計劃申報時間節點與電力現貨市場出清時間不匹配。燃氣電廠日前申報用氣計劃的時間節點一般為10：00～14：00，且氣量計劃涵蓋的時間區間為明天08：00 至后天08：00。而電力現貨市場出清發布發電計劃一般在17：00 后，計劃時間為明天12：00～23：59。天然氣市場與電力市場出清時間不協調，致使電廠無法在申報氣量前確知日前發電計劃，在天然氣供應偏緊時易頻繁出現燃氣機組缺氣停機的問題。

4）天然氣儲存機制缺失。天然氣供應按日分配機制下，每日供氣量與實際天氣下的使用難以匹配。例如對于光照強度高的晴天，新能源機組在白天大發，此時燃氣機組主要承擔調峰和爬坡的作用，可能由于發電量較少導致存在未充分利用的天然氣。而對于陰雨天，光伏機組出力銳減，燃氣機組需要承擔部分基荷發電量，此時存在日內天然氣需求上漲和中長期合同分解日供氣量相對固定的矛盾。事實上，供氣公司和管網公司都具有一定儲氣能力，但是儲氣機制的欠缺，限制了對燃氣機組日內天然氣使用時間的決策權力。

5）在供應緊張情況下如何分配天然氣到機組缺乏透明有效率的機制。以高比例可再生能源為特征的新型電力系統背景下新能源的波動性進一步影響了電力供應穩定性，疊加發輸變電設備非計劃停運等不確定性，局部高峰負荷時段電力供應緊張的風險將進一步增大，并進而導致現貨市場價格波動。當前，在某些省份，當電力供應出現缺口時由電力調度機構與天然氣管網調度協調并征求特定燃氣機組同意的情況下，對其額外提供氣源發電缺少有效、透明的應急機制或市場機制，無法通過市場價格信號實現天然氣資源的最優化調配。

3 考慮風險聯動特征的氣-電市場協同機制設計建議

近年來天然氣在能源供應中的地位越來越重要，但是由于國內天然氣市場的改革仍在逐步推進，在供應壟斷和電力市場交互機制等方面仍在一定問題，綜合極端價格風險應對經驗和我國存在問題，對電力市場與天然氣市場協同機制建設建議如下。

1）完善氣-電價格傳導和補償機制。為了使氣價高昂時天然氣發電廠能夠公平參與電力市場競爭、保有一定的盈利空間，應采取以下措施：（1）應根據不同地區的天然氣供應和使用情況差異，應用氣-電價格傳導機制對基準標桿電價進行調整。在完善電價機制的同時，考慮建立對天然氣發電及供氣企業的財稅優惠機制，分情況對天然氣能源給予一定額外財政補貼，保障天然氣發電參與市場的能力和積極性。（2）分階段優化氣電補償機制。當氣-電價格相關性較弱或者氣價持續上漲時期，燃氣機組不愿意發電時電力系統的調峰能力受到影響。此時相關部門需要制定合理的補貼機制，例如按照燃氣機組的發電量進行臨時性補償，激勵燃氣機組參與市場積極性，對電力保供起到積極作用。（3）建立與一次能源價格掛鉤的市場參數變化管理與事后完善機制，通過報價上限、成交電價上限等市場參數的動態管理，對沖天然氣價格異常導致電力價格飆升的風險。

2）完善天然氣市場多元化競爭格局。國外天然氣工業伴隨產業的發展，天然氣的壟斷格局將逐步被打破，開放競爭的天然氣市場能夠充分優化統籌全網調節資源，促進天然氣資源合理應用。隨著氣電裝機規模的不斷提升和電轉氣技術的日趨成熟，未來電力市場建設需要充分考慮天然氣市場耦合的融合銜接，構建多元化的競爭格局。一方面，構建高水平的天然氣市場交易體系與市場協調機制。在中長期天然氣交易中通過提高與氣源簽訂的中長期合同比例來鎖定天然氣資源和價格，充分利用省內天然氣接收及儲氣設施周轉調節能力，確保全省天然氣市場供應安全和價格穩定的同時穩定電價和電力供應。在現貨市場階段天然氣市場與電力市場運營方應該對重要時間點進行銜接與匹配，為市場交易提供充足的時間裕度。同時考慮設立與管道容量市場類似的二級市場對天然氣交易進行補充，進一步保障在電價高昂時通過增加氣體運輸流動性平穩電價，發揮市場間的調節作用。另一方面，倡導天然氣發電企業優化氣源采購渠道和結構，最大限度控制氣源采購成本，加強區域管網的互聯互通。監管機構需要對天然氣發電企業與上游企業串通抬高氣價的行為進行監管和懲罰，包括取消階段性上網電價支持資格等。

3）完善儲氣機制，增強氣量計劃的柔性。合理利用氣網儲存能力、設計電力與天然氣協調交易機制可以增加系統運行的靈活性。例如優化配置儲氣罐，將天然氣每日配額改為多日統籌，有利于應對天氣條件變化導致的天然氣需求量變化，緩解天然氣配給量與需求間的不平衡，發揮關鍵時刻燃氣機組的靈活調節作用。

4）提升電、氣系統間的信息交互和應急機制管理。充分考慮各運營主體的信息壁壘問題，提升耦合系統間的信息交互，有利于加強電力市場和調度運行靈活性，實現協同規劃和調度的最優。通過增強電力系統與天然氣系統之間的信息交換，合理及時的信息例如電力交易信息和天然氣供應信息能夠優化資源配置，有利于電網公司在經濟調度和備用計算中充分考慮天然氣運輸和供應限制。而通過設計交易時序匹配同樣能夠降低燃氣機組交易風險，增加燃氣機組在天然氣市場和電力市場中的競爭性和交易意愿。在此基礎上建設市場環境下能源產業鏈供需監測與預警機制，監控和評估氣-電耦合系統中的薄弱環節和關鍵環節，對極端天氣影響下的風險傳導過程進行準確預判。同時，需要建立應急情況下透明有效的市場機制，通過市場價格信號實現天然氣資源的最優化調配。

5）合理發揮政府或第三方管理機構的監管作用。在市場失靈等極端情況下通過供需側資源管控、限價、補貼等行政手段實現快速的資源統籌，避免天然氣價格波動導致電價畸變的風險，以政府或管理機構“有形的手”配合市場“無形的手”，保障氣-電市場健康發展。

6）提升能源互聯互通及能源供應保障能力。增強能源安全供給保障。一方面擴大油氣供給保障能力，充分利用海陸多路氣源，加快電力系統、天然氣系統網絡基礎設施建設，提升能源儲備能力。另一方面，充分利用地域特征以及周邊地區電網特點加強電力供應的溝通合作，完善省間輸電通道基礎設施建設，在空間維度實現互聯互濟。運行中應保留適當容量可調度資源，推進傳統能源機組的功能重構。在極端天氣事件和管道受限的情況下，加強雙燃料發電資源的調度規則和能源供應，并提供替代燃料（如石油、液化天然氣）備用，從而降低在凈負荷較高時段因氣機無法保量供應產生的風險。

4 結語

在多能源市場耦合程度逐步加深的背景下，本文對天然氣市場與電力市場協調機制和風險評估進行了綜述與總結。首先從氣-電市場耦合的角度出發，梳理了市場交互影響分析、市場協調機制設計和市場主體多時間尺度交易決策等研究方向和國外市場協調機制設計經驗。然后分析了極端天氣或能源危機下的市場風險聯動事件，總結了國內氣-電耦合環境下市場協調機制存在的關鍵問題。最后從完善氣-電價格傳導機制和補償機制、完善天然氣市場多元化競爭格局、完善儲氣機制以增強氣量計劃的柔性、提升氣-電系統間的信息交互和應急管理能力、合理發揮政府或第三方管理機構的監管作用、提升能源互聯互通及能源供應保障能力等方面為國內電力市場發展和市場間的協調運行機制提出建議，以期對我國電力市場建設和運行起到一定的借鑒和指導作用。