在全球绿色低碳转型的大背景下，电力系统正经历根本性变革。新能源装机快速攀升，其“低碳红利”背后，是电力系统物理运行逻辑的重塑，传统电力市场机制的局限性日益凸显。

首先，新能源占比不断提高，系统对灵活调节资源的需求激增，平衡压力剧增；第二，新能源的近零边际成本导致电价频繁趋近于零甚至为负，持续侵蚀机组的能量收益，威胁长期“容量充裕性”；第三，分布式资源指数级扩张使电网潮流由单向转为双向，调度运行、利益分配和协调机制亟须深度重构；第四，大量新增投资显著推高系统总成本，如何在“公平分摊成本”与“有效激励投资”之间取得平衡，成为政策制定的核心难题。

面对这些系统性挑战，澳大利亚、英国及欧盟等高占比新能源市场均选择了渐进式改革，但其路径和博弈焦点却各具特色。

澳大利亚国家电力市场（NEM）采取“市场信号锐化与政府引导并行”的策略，一方面通过5分钟结算、需求侧与储能双向报价等方式提升实时市场效率；另一方面依靠政府主导的容量投资计划（CIS）这一场外“有形之手”对冲长期投资风险，其核心是在“市场”与“政府”的动态协作中寻求平衡。

英国则选择对全国电力市场框架进行精细化机制迭代。在保留全国统一定价的政治共识基础上，构建分层的平衡服务市场、改革输电网络使用费（TNUoS）等，通过这些“经济杠杆”巧妙植入位置信号。其博弈焦点在于，如何在不分割市场的前提下，用价格工具引导资源合理布局。

欧盟坚定地推进“跨境一体化”战略，旨在构建一个广阔且紧密耦合的欧洲统一电力大市场，以平抑各国新能源发电的波动性。其核心博弈在于：如何在推动市场深度融合这一共同体理想，与成员国间存在的物理瓶颈和国家利益等现实制约因素之间寻求平衡。

【批发市场机制：价格波动与系统平衡的双重考验】

高比例新能源带来的首要冲击是价格极端波动和平衡成本激增，三大市场不约而同地将打造“短时、快速、精准”的价格信号，作为改革的第一把手术刀。

在澳大利亚，NEM将结算时间压缩到5分钟，并允许需求侧、混合资源、储能双向申报与传统发电同台竞价，便于各主体更有效地捕捉价格尖峰。同时，针对二次调频市场实施的5分钟偏差绩效结算机制，也激励着市场主体主动减少偏差。下一步，NEM计划引入基于虚拟调度资源（VSR）的聚合模式，允许用户将灵活负荷分离出来，聚合后参与批发市场；并探讨建立基于区域内节点电价引导的弃电管理机制。

英国以重构平衡市场为核心突破口，通过动态频率响应和平衡备用（BR）等产品降低系统成本（2024年节省6.4亿英镑）。为适应新能源出力特性，平衡机制（BM）引入分级的最终物理通知（FPN）制度强化预测责任。电力市场改革评估（REMA）第二轮咨询决定保留全国统一批发价，但将彻底改革TNUoS体系，核心是用“拥堵附加费”替代分区定价。这意味着北部风电将承担更多输电成本，南部燃气机组获得“系统位置红利”。如何防止“区域电价歧视”成为下一轮政治博弈焦点。

欧盟则把跨境耦合推向极致。2024年，日前市场耦合已覆盖全部27国，15分钟现货产品也计划于2025年全面上线。国际自动频率恢复备用协调平台（PICASSO）和手动激活频率恢复备用平台（MARI）的运行，实现了调频备用的跨境共享，推动2024年自动频率恢复备用（aFRR）价格峰值同比下降65%。然而，一体化理想仍面临物理瓶颈的制约：东南欧输电通道仍未打通，希腊等地夏季高峰电价仍飙升至300欧元/MWh。为此，欧委会准备引入“区域虚拟枢纽”作为远期价格基准，并强制成员国发布实时容量地图，试图用透明数据倒逼瓶颈线路建设。

【容量机制演进：收益保障与系统充裕的再平衡】

新能源大规模接入引发“价格侵蚀”现象（即低边际成本压低市场电价，导致所有电源投资回报难以保障），导致系统“既缺电量、又缺容量”。为此，三地都给出了“容量机制”的药方，但路径迥异。

澳大利亚选择“政府合约+现货补充”的混合模式。2024年启动的CIS以差价合约（CfD）锁定32 GW可再生能源及清洁可调度资源容量资源。政府按“系统价值－价格合理性－价格结构”三维打分，通过双向差价合约叠加年度补贴上限设计，既给投资者确定性，又保留现货价格信号。但储能如何折算“可靠容量”仍是悬案：目前按4小时放电折算，长时储能呼吁更高的系数加成。

英国容量市场已运行十年，2024年新增T-3拍卖（2-3年期）填补短时缺口，并首次允许氢-燃混烧机组签约10年。然而，当Sizewell C核电项目获得15年长期合约后，旋即引发对“技术中立原则”的质疑。为精细化引导投资，2025年容量市场将按放电时长分级定价：时长越长、价格越高，试图用价格阶梯引导长时储能布局。

欧盟则将容量机制定位为“跨国公共产品”。欧盟能源监管合作署（ACER）制定了统一方法论，用于计算失负荷价值（VoLL）和新建机组成本（CONE）。成员国须以欧洲资源充裕评估（ERAA）为主要依据设计容量机制，但可补充国家评估（NRAA）。容量机制必须允许跨境容量资源参与，且自2024年起需优先纳入非化石灵活性资源。为推动脱碳，欧盟计划逐步收紧参与容量市场的机组的碳排放限值。

【灵活性与分布式资源整合：市场边界的重塑】

屋顶光伏、电动汽车、热泵的爆发，把“配网资源”推向市场中心。三地共同面临的关键命题是：如何使分布式资源像传统电厂一样被精准计量、灵活调度、合理付费。

澳大利亚的答案是“VSR”。自2024年12月起，聚合商可将同一区域内的可调度分布式资源打包，由澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）统一调度。其中，二次结算点（SSR）技术允许用户将灵活负荷从主电表拆分出来，单独计量、投标、结算，实现精准激励。当前焦点是“收益如何在不同主体之间分配”，目前能源安全委员会（ESB）正牵头制定标准模板。

英国于2024年引入“虚拟牵头方”（VLP），把BM的门槛从100 MW降到1 MW，并计划2025年进一步降低至100 kW真正让“每户电动车”都能入市。Octopus Energy已用模型聚合10万户家庭储能参与日前市场，但这也带来了“容量重复出售”的监管难题，如何防止“一鱼两吃”成为焦点。

欧盟则统一了“需求响应护照”。欧盟通过《指令2024/1711》推动成员国在2026年前统一需求响应框架，ACER计划2025年试点聚合商注册平台。但当前各国规则仍存差异，且跨境服务需逐国认证，亟待进一步整合。

【系统成本与输配电价机制：公平与效率的再平衡】

新能源并网推高电网投资，“谁买单”成了政治经济学问题。各方正探索通过价格信号引导更高效的系统资源利用。

澳大利亚把输配电价拆开算账。输电侧向逆变器型资源征收“系统强度费”，用于采购同步调相机或构网型电池；配电侧则将屋顶光伏“上网配电价”市场化，超额反送按拥堵程度实时打折。2024年南澳试点“动态出口限制”，中午时段出口上限从5 kW降到1 kW，促使约0.64%的用户装储能。下一步，澳大利亚能源市场委员会（AEMC）将审议分布式发电是否应分摊高压输电扩容费。

英国在输配电价中引入“位置+时间”双信号。TNUoS收费拟实施分时分区定价，向分布式电源收取反送费，并给灵活性资源提供拥堵激励；配电网络使用费（DUoS）则通过智能电表试点动态价格。当前争议焦点在于苏格兰风电商抗议拥堵附加费，认为应优先扩建电网而非惩罚发电商。

欧盟把输配电价做成“跨境耦合时空拼图”。输电侧试点实施动态拥堵定价（如海上风电若挤占跨境断面需支付15分钟更新的拥堵附加费）；配电侧推行动态分时定价（荷兰2024年动态出口上限政策使午间光伏上网电量下降，3个月内刺激试点社区户储加装率提升48%）。下一步，欧盟将讨论各国是否按GDP比例分摊跨境绿氢走廊的输电扩容费。

【零售市场与用户赋权：商业模式的深度变革】

当批发价大起大落，零售商从“卖电”变成“卖风险管理”。构建既能保障终端用户共享低价绿电，又能缓冲极端价格冲击的市场机制成为核心议题。

面对这个问题，三地给出了类似的顶层设计：首先建立强监管框架，通过设立价格上限、提升信息透明度、加强用户教育构筑基础防护体系；继而共同聚焦数字化与市场化双轮驱动，依托智能计量系统、实时电价信号及灵活性资源交易平台，推动用户从被动消费者转型为主动的能源产消者。差异化体现在实施路径：澳大利亚针对高渗透率分布式能源并网挑战，衍生出系统强度服务等新型商业模式；英国更倚重市场主体自发的创新试验；欧盟则着力构建兼顾跨境协同与社会公平的制度框架。

【本地市场：把“配网边缘”变成“交易前台”】

随着分布式资源渗透率提升，配电网从“被动通道”升级为“主动市场”，本地市场亦成为各地实践的前沿。

澳大利亚配电网络服务提供商（DNSP）正试点动态连接协议和本地网络支持服务（NSS）采购机制。AusNet等公司已成功通过VPP协调分布式能源（DER）进行响应。当前挑战在于如何将成功的区域试点扩展至全国范围，并建立一个能激励对必要技术和通信基础设施进行长期投资的、清晰且成熟的商业与监管框架。

依托Piclo Flex平台，英国成功构建了配网级的市场化拥堵管理市场。该平台采用“按报价出清”机制，允许户用储能、电动汽车等资源基于配电拥堵预测数据参与投标，形成“15分钟级需求发布-5分钟级调度－事后验证”的闭环体系。截至2024年底，UKPN等配电系统运营商就已通过该机制节省了4800万英镑的网络升级投资，但面临聚合成本过高、户储参与率不足等问题。

欧盟把“台区”嵌进“跨国拼图”。德国enera项目通过本地灵活性市场（LFM）聚合DER减少可再生能源弃电，其经验已被纳入2023年欧盟《需求响应网络规范》。下一步正计划分阶段推广“TSO-DSO协同平台”，实现5分钟级跨电压等级数据互通，并探索大容量配网级灵活性资源（＞10MW）参与跨国平衡市场的机制。

高比例新能源下的电力市场变革，是一场没有标准答案的动态博弈。澳大利亚、英国、欧盟等市场的实际探索经验表明，机制创新必须紧扣核心矛盾，保持动态适应性，才能真正实现安全、低碳、经济的多目标平衡。目前，我国初步建成全国统一电力市场体系，但在多层次市场协同、支撑新能源大规模入市、灵活性与充裕度保障等方面仍面临深层次问题。因此，如何进一步完善相关机制，高质量支撑全国统一电力市场体系的构建，成为亟待解决的关键挑战。

后续，清能互联将打造《高比例新能源背景下全球电力市场深度观察与解读》专栏，聚焦于“高比例新能源场景下的市场机制设计及实践”，在国际视角下深度剖析改革方向及效果，期待能为中国的电力市场建设提供经验借鉴。

下期开始，我们将以澳大利亚NEM为样本，系统深度剖析其在高比例新能源冲击下的市场机制重塑、辅助服务创新、灵活性资源整合及未来改革方向，敬请关注！

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