中國儲能網(wǎng)訊：新能源在電力系統(tǒng)中的占比日益提升，為電力行業(yè)帶來了深刻變革。在這樣的背景下，“靈活性”資源（如調峰電源、儲能、可中斷負荷等）變得至關重要。靈活性資產(chǎn)如何定價，以及投資者應如何理解其中邏輯，成為能源投資者與研究員關注的焦點。本文以平實但深入的語言，結合國際國內(nèi)案例，對高占比新能源系統(tǒng)下的靈活性需求特征、定價機制、收益模式，以及市場失靈與政策補救進行科普分析，最后提出對投資的啟示。
一、靈活性需求特征的變化：波動、爬坡、不確定性與區(qū)位
隨著風電、光伏等可再生能源占比攀升，電力系統(tǒng)對靈活性調節(jié)的需求發(fā)生了顯著變化，主要體現(xiàn)在以下方面：
·波動性大幅增加：可再生能源輸出受氣候影響，呈現(xiàn)出更高的波動性。例如，美國德州ERCOT電網(wǎng)的風電和光伏總輸出在用電高峰時段的聚合波動性，比傳統(tǒng)的燃氣、煤炭和核電機組高出5～10倍[1]。這種發(fā)電側的劇烈波動使系統(tǒng)平衡更加困難，需要更多快速響應的資源來調節(jié)。此外，在可再生能源出力高企、負荷偏低的時段，電力供過于求可能導致電價驟降甚至負電價頻現(xiàn)——歐洲市場已經(jīng)出現(xiàn)可再生能源占比提高引發(fā)的負電價增加現(xiàn)象，如荷蘭、比利時等國近年負電價小時數(shù)顯著上升[2]。這些都凸顯了高新能源滲透率下平抑功率波動的靈活性需求。
·爬坡速率陡峭：傳統(tǒng)負荷曲線在大量光伏并網(wǎng)后出現(xiàn)“鴨子曲線”現(xiàn)象，日落時分凈負荷迅速攀升，要求電力系統(tǒng)具備超強的爬坡能力。加州電網(wǎng)的經(jīng)驗表明，隨著傍晚太陽能出力消失，短短約3小時內(nèi)系統(tǒng)需要額外供應約13GW的功率來填補缺口[3]。這種陡峭爬坡對常規(guī)機組的調節(jié)性能提出挑戰(zhàn)，必須依賴快速啟動和快速爬升的靈活性資源（如燃氣機組、儲能等）來跟隨負荷變化[4]。靈活性不足將可能導致傍晚時段電力短缺或需要提前棄光，以維持供需平衡。
·不確定性上升：風能、太陽能具有預測誤差，出力具有不確定性。這意味著系統(tǒng)運營需要預留更多備用容量應對“計劃外”的變化。預測偏差帶來的調節(jié)需求也要求靈活資源隨時待命。例如，德州ERCOT由調度中心統(tǒng)一平衡因風電波動及預測誤差引起的偏差，他們通過啟動快速啟停的燃氣機組、調用旋轉/非旋轉備用等輔助服務，甚至執(zhí)行緊急卸載措施來處理新能源引發(fā)的系統(tǒng)緊急狀況[5]。因此，在高比例新能源系統(tǒng)中，必須增加備用和調頻資源配置，以應對不可預測的出力變化。
·區(qū)位約束凸顯：新能源資源地理分布不均，會引發(fā)局部區(qū)位性的靈活性問題。大量風電、光伏集中在某些地區(qū)時，受限于輸電能力，局部區(qū)域可能同時出現(xiàn)“棄風棄光”和他處電力不足的矛盾。這需要本地靈活性來解決：一方面，通過加強輸電網(wǎng)和跨區(qū)調劑緩解地區(qū)性過剩與短缺；另一方面，發(fā)展本地輔助服務或靈活性市場，在局部網(wǎng)架中采購調峰、調壓服務。例如，英國配電網(wǎng)運營商已嘗試通過本地靈活性競拍，從分散的用戶側資源采購削峰填谷服務，以緩解配電網(wǎng)瓶頸。同理，中國部分地區(qū)也探索了區(qū)域調峰輔助服務市場，鼓勵當?shù)鼗痣姍C組和獨立儲能提供更靈活的出力，以解決區(qū)域新能源消納難題。這些實踐表明，靈活性需求具有顯著的區(qū)位特征，需要通過價格信號引導資源在空間分布上優(yōu)化[6][7]。
綜上，高比例可再生能源時代，電力系統(tǒng)呈現(xiàn)“高波動、快爬坡、高不確定、強區(qū)位依賴”的特點，催生出前所未有的靈活性需求。這為靈活性資產(chǎn)的價值提供了舞臺，也對市場機制提出新的要求。
二、靈活性如何定價：現(xiàn)貨、輔助服務、容量市場與本地機制
針對上述挑戰(zhàn)，各國電力市場引入多層次機制為“靈活性”定價，使之成為可以交易的商品，讓提供靈活性的資源獲得合理回報。主要的定價/補償機制包括：
1.現(xiàn)貨能源市場（能量市場）：這是電力交易的主市場，價格由供需即時平衡決定。在靈活性定價方面，能量現(xiàn)貨價格本身會傳遞稀缺信號。當系統(tǒng)供給吃緊時，電價飆升，對應了靈活性資源的高價值。例如，純能源市場的典型代表德州ERCOT沒有容量市場，而是設置了很高的價格上限，通過“稀缺定價”讓實時電價在資源短缺時陡升（ERCOT目前的價格上限為每兆瓦時5000美元）[8]。如此一來，少數(shù)高峰時段的極端高價為平時閑置的調峰機組提供收入，使邊際機組能夠回收固定成本[9]。反之，在有容量市場的地區(qū)，價格上限通常低得多，以平衡可靠性與價格穩(wěn)定。因此，現(xiàn)貨市場高峰電價和價差（peak spread）是靈活性資產(chǎn)套利收益的主要來源之一。同時，一些市場還通過備用容量需求曲線（如ERCOT的ORDC機制）在實時電價中內(nèi)生地加入備用短缺溢價，細化地為靈活性定價。但單靠能源價格并不足以涵蓋全部靈活性價值，尤其在價格上限受限或價格扭曲時。
2.輔助服務市場：這是針對頻率調節(jié)、備用容量、調壓、黑啟動等服務所設立的專項市場。輔助服務直接為靈活性能力付費。例如，為保持頻率穩(wěn)定，系統(tǒng)運營機構每天拍賣一定數(shù)量的調頻容量和備用（旋轉/非旋轉）容量，出清價格代表了靈活性資源的短期價值[10]。儲能、電廠和可中斷負荷等都可參與競價，提供快速升降出力或備用待命能力。以歐洲為例，各國普遍建立了調頻和備用市場，電網(wǎng)每天/周通過競價采購這些服務，儲能資源可以自由參與各類拍賣以獲取收益[11]。輔助服務市場價格在新能源滲透提高后往往出現(xiàn)上升趨勢，因為系統(tǒng)需要更多快速響應來應對風光波動。例如，德州PUC估計2023年風電和太陽能已使ERCOT輔助服務采購量的42%與其相關，費用達到7.88億美元[12]。又如中國，近年來先后在多個省份試點調頻調峰市場，允許獨立儲能、電廠提供輔助服務并按效果付費。據(jù)統(tǒng)計，2022年PJM市場輔助服務費用約為1.08美元/MWh，只占終端電價的1%[13]；比例雖小但不可或缺。而隨著新能源占比上升，輔助服務品種不斷豐富，例如CAISO早在2016年就推出了靈活爬坡容量（Flexible Ramping）產(chǎn)品，以確保有足夠快速爬升/下降資源應對短時功率缺口[4]。未來，系統(tǒng)慣性、局部調壓等新型輔助服務可能也通過市場機制定價，進一步完善靈活性價值的體現(xiàn)[14]。
3.容量市場（可靠性容量機制）：這是為解決“缺錢問題”（Missing Money）而設計的長期容量保障機制。容量市場通過專門拍賣或定價，向可用的發(fā)電容量（或削減負荷容量）支付固定費用，以確保在極端高峰時有足夠可靠資源。歐美多個市場采用此機制，如PJM每年舉行容量拍賣，中標的機組獲得容量費用作為保底收入。容量市場相當于為靈活性和可靠性“上保險”。2022年PJM的容量費用約為8.03美元/MWh，約占該地區(qū)電價的7.6%[9]。英國、自美洲的一些市場也通過容量拍賣或合同鎖定了容量付款，為新建儲能、調峰機組提供長達多年穩(wěn)定現(xiàn)金流[15][16]。對于投資者而言，這一部分穩(wěn)定的容量收入極為關鍵：例如在意大利，容量合約是儲能項目收益的主要驅動，而在英國由于容量補貼較低，儲能更多依賴市場交易獲利[17]。需要注意，容量機制設計需防范過度采購或低效補貼。在中國，長期以來電價管制和峰谷價差有限導致調峰電源“缺錢”，為此近期政策推出容量電價補償為煤電等提供部分固定成本回收，同時探索市場化容量拍賣機制[18][19]。
4.本地靈活性交易（區(qū)域/分布式市場）：針對輸電受限和配電網(wǎng)局部約束，一些地區(qū)開始建立本地化的靈活性交易機制。這類市場往往由區(qū)域電網(wǎng)或配電公司組織，采購特定節(jié)點或區(qū)域的負荷削減、分布式發(fā)電出力調整，以緩解局部擁堵或保障電壓穩(wěn)定。例如，英國的配網(wǎng)運營商通過平臺向當?shù)赜脩魝葍δ?、電動汽車充電樁等征集“削峰填谷”服務，以避免昂貴的網(wǎng)架擴容投資。又如，澳大利亞和德國部分城市試點能源社區(qū)或微電網(wǎng)市場，在局部范圍內(nèi)出清靈活性資源的價格。這些本地市場為區(qū)位特定的靈活性提供了價格信號。在中國，雖然全國統(tǒng)一電力市場是建設重點，但也出現(xiàn)了一些區(qū)域輔助服務結算機制，以及局部調峰、電網(wǎng)側儲能租賃等模式，屬于本地化的靈活性定價嘗試。這種精細到位置的價格機制，有助于引導靈活資源在需要的地點發(fā)揮作用，解決“哪里需要靈活性、就在哪里有價格信號”的問題[6]。
綜上，多層次的市場機制共同形成了靈活性資源的“定價體系”。現(xiàn)貨市場提供日常價格信號，輔助服務市場補償調節(jié)能力價值，容量機制確保投資回本預期，本地市場解決局部約束。這套體系設計的合理性，直接關系到靈活性資產(chǎn)能否獲得足夠收益，從而吸引投資、保障系統(tǒng)可靠。
三、靈活性資產(chǎn)的收益結構與回本邏輯
對于投資者而言，靈活性資產(chǎn)（如儲能、電靈活機組等）的盈利模式取決于上文提到的各類市場機制能夠提供怎樣的收入組合。不同類型的靈活資源，其收益結構可能側重不同市場，但普遍需要“多條腿走路”，通過多重收入來源來覆蓋成本、實現(xiàn)盈利。
以電池儲能為例，國際經(jīng)驗顯示儲能項目通常要疊加多種收益：容量合同、輔助服務、能量套利三大板塊[20]。據(jù)高盛研究，在歐洲市場，儲能資產(chǎn)的三大核心收入來源分別是：(1) 容量費用 – 政府通過競拍給予的新建儲能的容量合同，提供長達多年固定付款，以保證系統(tǒng)可靠性[21]；(2) 輔助服務 – 儲能參與電網(wǎng)的調頻、備用等服務拍賣，按其快速響應能力獲得補償[10]；(3) 批發(fā)電能量價差套利 – 即“低買高賣”，在電價低谷時充電、高峰時放電，賺取充放電價差[20]。具體到各國，這三項收入的占比有所不同：如英國的儲能項目目前幾乎完全依賴批發(fā)交易和輔助服務盈利，容量市場收入占比很??；而在意大利，容量合約收益占據(jù)主導地位，成為項目能否上線的關鍵[17]。這反映出市場設計差異下，儲能盈利模式的側重點不同。但共通點在于，單一市場往往不足以支撐儲能投資，必須多元化盈利。
實際案例可以更直觀地說明收益結構的重要性：美國加州的Moss Landing超大型儲能項目（400MW/1600MWh）披露的數(shù)據(jù)顯示，其50～60%的收入來自長期容量合同（與電網(wǎng)或電力公司簽訂，以提供可靠容量），其余40～50%來自能量套利和輔助服務市場[22]。也就是說，沒有容量合同“兜底”，僅靠現(xiàn)貨與輔助服務的短期波動盈利，項目難以穩(wěn)定回本。這印證了“容量支付保障基礎收益，能量與輔服貢獻額外利潤”的模式[22]。再看中國的情況，當前獨立儲能主要通過峰谷電價差和調頻輔助服務獲取收入。但是由于部分地區(qū)現(xiàn)貨市場尚不成熟、價差有限，不少儲能項目收益不理想。以廣東電網(wǎng)現(xiàn)貨試運行為例，有研究統(tǒng)計某獨立儲能電站在2024年平均充電電價約31.91元/MWh、放電電價31.37元/MWh，結果全年凈虧損逾2000萬元，因為當年平均價差僅167元/MWh，市場波動性不足導致套利空間太小[23]。這表明，如果沒有更多元的收入渠道（比如容量補償或政策補貼），單靠現(xiàn)貨價差，儲能項目可能面臨虧損。為此，業(yè)內(nèi)呼吁建立“儲能多重收入模型”，允許儲能既參與現(xiàn)貨/輔助服務獲取市場化收益，又通過容量租賃、合同服務等獲得穩(wěn)定現(xiàn)金流，以支撐其投資邏輯[24]。
對于調峰電源（如燃氣機組）而言，收益結構同樣需要組合：平時少量運轉通過現(xiàn)貨電價獲得變動收入，在關鍵時刻通過尖峰高價獲取大部分利潤，再疊加容量市場的固定付款確保年收入達標。如果只有能源市場，沒有容量補償，則需要極高的價格上限和頻繁的峰價出現(xiàn)才足以支撐投資回報。例如在ERCOT市場，一臺尖峰備用機組可能全年只運行幾十小時，卻要靠這寥寥時數(shù)內(nèi)接近上限價（幾千美元/MWh）的收入來覆蓋全年的固定成本[9]。一旦幾年內(nèi)沒有出現(xiàn)足夠的價格峰值，投資回報就難以保障。因此很多能源只有市場的地區(qū)也引入“稀缺價加成”機制，或者讓發(fā)電商通過雙邊合同鎖定一部分固定收益，以分攤風險。
需求響應和虛擬電廠等靈活性資源的盈利則更依賴政策性收入或合同：比如參與緊急需求響應可獲得補貼或容量支付，平時通過削峰減少電費開支也是一種間接收益。隨著技術發(fā)展，這些資源也開始疊加多種盈利模式，如工業(yè)用戶售電側響應拿補貼，同時聚合負荷參與現(xiàn)貨交易套利等。
總體而言，靈活性資產(chǎn)的投資回本邏輯在于：“通過多市場參與獲取疊加收益，單個市場支撐底薪，多重機制共同構筑盈利”。容量機制往往提供底部現(xiàn)金流（降低投資風險），現(xiàn)貨與輔服提供彈性收益（提高潛在回報)，加上各種補貼或增值服務收入。投資者應仔細評估各項收入占比和可靠性，關注市場機制的變化對收益結構的影響。
四、市場失靈與政策補?。骸叭卞X”問題、外部性和市場力
盡管建立了上述市場機制，現(xiàn)實中仍可能出現(xiàn)市場失靈，導致靈活性資源的價值無法充分體現(xiàn)或投資不足。這需要監(jiān)管機構識別問題并“打補丁”完善機制。常見的挑戰(zhàn)包括：
·“缺錢問題”與容量不足：電力市場的著名難題是“缺錢問題”（Missing Money），即由于市場設計特點，必要的靈活性或備用容量得不到足夠的市場收入，進而投資激勵不足[25]。成因在于：電力需求剛性使價格不能充分反映短缺（消費者不可能接受無限高價，監(jiān)管往往設置價格上限），再加上可靠性具有公共品性質（停電外部成本巨大卻不能完全內(nèi)化到市場交易），使得純粹依靠現(xiàn)貨高價難以支撐必要投資[26]。例如，中國電價長期管制、“天花板”限制導致高峰時段價格被壓制，調節(jié)性電源難以靠市場收回固定成本[27]。再如，加州在過去也曾因為批發(fā)電價上限過低，數(shù)年內(nèi)幾乎無新調峰電源投資，不得不在2000年代引入容量招標來糾正這一問題。針對“缺錢”，政策上的補救措施通常有：提高價格上限或引入稀缺價（如ERCOT直接允許高價以彌補峰時收入不足）；實行容量補償/市場（如前述PJM等，通過專門付款確保資源充裕度）[28][9]；或者直接補貼關鍵機組（如在特定區(qū)域給予部分機組“可靠性必須運行”合同）。這些舉措本質都是為了填補市場無法提供的容量收入缺口。
·外部性未計價：外部性指市場交易中未能體現(xiàn)的成本或收益。在靈活性領域，一個典型外部性是系統(tǒng)可靠性和彈性的價值。靈活性資源（如備用電源或儲能）在絕大多數(shù)時間“閑置”，只有在關鍵時刻發(fā)揮巨大作用，避免大范圍停電。但這種保障作用平時沒有價格，只有在事故發(fā)生后才能意識到其價值。這就需要政策未雨綢繆，通過容量機制、戰(zhàn)略儲備等方式提前支付這些資源，使之愿意待命。此外，靈活性資源還能帶來其他外部效益，如減少可再生能源棄限（提高清潔能源利用效率）、降低極端情況下的社會經(jīng)濟損失等。這些好處往往超出市場參與者自身的收益考量。因此政策需要通過補貼、強制性容量儲備義務等手段，彌補市場無法內(nèi)部化的正外部性。同樣地，負外部性如二氧化碳排放則需要通過碳價等手段矯正，否則高碳靈活性資源（如燃煤機組調峰）可能因為不承擔排放成本而獲得不恰當?shù)母偁巸?yōu)勢。簡言之，完善的機制設計應將關鍵外部性顯性化，否則市場給出的靈活性價格就會“失真”，投資也會扭曲。
·市場力與競爭失靈：在一些子市場中，靈活性資源數(shù)量有限，市場力量可能導致價格失靈。如果某少數(shù)幾家機組或儲能裝置掌握了主要的備用/調頻能力，它們就可能通過報高價等方式影響市場結果，獲取壟斷利潤。這種情況下，市場價格雖然高企卻不一定反映真實的稀缺程度，而是被操縱扭曲，需要監(jiān)管干預。為防范市場力，很多容量和輔助服務市場引入了價格上限、集中度指標監(jiān)測、市場力緩解措施（Mitigation）等。例如PJM容量拍賣中對大供應商設定報價上限；歐洲調頻市場也有反壟斷審查。在ERCOT，由于完全依賴高價激勵投資，監(jiān)管機構面臨兩難：既希望價格足夠高促投資，又擔心發(fā)電商借機牟取暴利或引發(fā)政治壓力。這也是為何ERCOT采用行政式的稀缺定價曲線（ORDC）而非讓企業(yè)自由抬價。一旦市場力問題嚴重，例如供應商聯(lián)合抬價導致價格暴漲，政府可能不得不緊急干預或改革市場結構。總之，確保靈活性市場的有效競爭對于價格真實反映供需、引導投資至關重要。如果競爭不足，政策就要么引入更多玩家（如開放需求響應、鼓勵新儲能進入），要么加強監(jiān)管限價，但后者又會反過來造成“缺錢”問題，所以需要權衡拿捏。
在高比例新能源時代，上述市場失靈現(xiàn)象并非孤立發(fā)生。比如新能源大量并網(wǎng)使可靠容量稀缺（缺錢問題），而可靠性本身又是公共品（外部性），再疊加部分區(qū)域靈活性供應商偏少（市場力），幾種問題相互交織。這就要求監(jiān)管者系統(tǒng)性優(yōu)化市場設計，通過政策“補丁”來糾偏。例如，歐洲部分國家在推進能源市場的同時，增加碳市場、容量市場作為補充，以彌補能源市場無法解決的減排和可靠性目標；又如中國近期針對煤電盈利困難和靈活性不足的問題，引入容量電價補償和調峰輔助服務市場，就是對原有市場失靈的對癥下藥[27][29]。可以說，靈活性機制的完善是一個持續(xù)演進的過程：發(fā)現(xiàn)問題、修正規(guī)則，不斷逼近既能激勵投資又能保護消費者利益的平衡點。
五、中國改革趨勢中的靈活性機制路徑
面對能源轉型和新能源高占比帶來的挑戰(zhàn)，中國電力市場近年也在積極探索和完善靈活性相關機制?？傮w思路是借鑒國際經(jīng)驗，立足本國實際，在市場化改革框架下引入有利于靈活性資源發(fā)展的政策和制度。主要體現(xiàn)如下：
·儲能多市場參與與多元化收入：意識到儲能等新型靈活資源難以僅靠單一途徑盈利，中國監(jiān)管部門正推動形成“多重收入”模式。國家發(fā)改委、能源局在政策文件中多次強調要允許儲能通過參與現(xiàn)貨、輔助服務獲取市場收益，同時建立容量補償、電網(wǎng)側租賃等機制給予其合理回報[30]。不少省份開始嘗試讓儲能“一身多任”：例如山東已制定容量電價0.0991元/千瓦時,后下調至下調至為0.0705元/千瓦時，作為對獨立儲能等可靠容量提供者的補償[31]；華東、華北一些地區(qū)則探索新能源場站配置儲能后，通過共享儲能租賃獲取容量租金收益的商業(yè)模式[32]。此外，國家能源局于2023年發(fā)布的指導意見提出，要完善現(xiàn)貨與輔助服務的稀缺定價，使價格更真實反映實時需求，以便儲能發(fā)揮削峰填谷和調頻的作用[33]。這些舉措旨在讓儲能既能通過市場波動賺錢，又有穩(wěn)定收益支撐，從而提升項目的財務可行性。據(jù)統(tǒng)計，截至2022年底中國的新型電儲能裝機約870萬千瓦且快速增長，但盈利模式不清晰仍是掣肘[34][23]。未來隨著電力市場完善和成本下降，儲能的商業(yè)模式有望從目前依賴補償，轉向市場化收益為主、多元補償為輔的格局[35][36]。
·需求響應聚合與虛擬電廠：中國正大力推動需求側靈活性進入市場。2023年《電力需求側管理辦法（新版）》提出，到2030年要形成規(guī)?；瘜崟r需求響應能力，并實現(xiàn)與輔助服務市場、電能量市場的聯(lián)動[37]。與此同時，虛擬電廠作為聚合分散靈活資源的新業(yè)態(tài)，被寄予厚望。國務院和能源局相繼發(fā)布文件，明確虛擬電廠可以作為市場主體參與電力交易和響應服務[38]。這意味著成千上萬分布在用戶側的可調負荷、分布式電源和儲能，在聚合后能夠統(tǒng)一對外提供削峰填谷、緊急響應等靈活性服務，并獲得補償。目前，多地展開虛擬電廠試點：如上海、廣東通過補貼鼓勵工業(yè)負荷參與削峰，京津唐電網(wǎng)引入負荷聚合商參與調峰調頻交易等。隨著政策打通技術和市場壁壘，需求響應的市場化補償機制也在完善，例如通過競價確定需響應補償電價或給予負荷減供獎勵等。這方面歐美已有成熟經(jīng)驗（如法國NEBEF機制、PJM的緊急需求響應等），中國的方向是一方面建立需求響應資源庫，規(guī)范聚合商準入，另一方面讓電價漲跌聯(lián)動負荷，通過價格信號引導用戶靈活用電[39]?？梢灶A見，未來居民電動車、有可調空調負荷的大樓群等都可能通過平臺參與電網(wǎng)調節(jié)獲取收益。需求響應從行政調度走向市場交易，將成為電力市場改革的重要組成部分，也為投資者打開了新的業(yè)務領域。
·電價機制改革與市場協(xié)調：中國電力市場正從計劃定價逐步走向市場定價。為了更好體現(xiàn)靈活性價值，近年出臺的一系列措施包括：擴大現(xiàn)貨市場價格上下限區(qū)間，允許更高的峰谷價差以反映供需緊張度；完善分時電價，在中長期合約中引入峰平谷電價和尖峰加價，鼓勵削峰填谷；推進現(xiàn)貨試點常態(tài)化，到2023年底已有山西、廣東等多個省份實現(xiàn)連續(xù)結算現(xiàn)貨交易，實現(xiàn)了從模擬到實盤的重要跨越[40]。國家發(fā)改委2023年發(fā)布的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》也要求各地加強中長期、輔助服務與現(xiàn)貨市場價格機制的銜接[41]。這意味著，中國正在構建一個涵蓋能量、電力容量、輔助服務的完整市場體系。例如，南方區(qū)域在2023年12月實現(xiàn)了全區(qū)現(xiàn)貨市場結算，[42]標志著區(qū)域現(xiàn)貨與省間交易協(xié)調運行取得進展。這些改革將使價格信號更加靈活準確，特別是高峰時段電價更高、低谷時段更低，從而提高儲能、調峰電源的套利空間和調節(jié)積極性。此外，中國還在探索跨省區(qū)現(xiàn)貨交易和備用共享機制，以發(fā)揮大范圍資源優(yōu)化調度來提供靈活性支持。未來，全國統(tǒng)一電力市場建成后，電能量、輔助服務、容量補償?shù)雀鱾€子市場需要高效協(xié)同，才能充分釋放靈活性資源潛力。這一系列改革路徑，體現(xiàn)出中國通過市場化手段引導靈活性資源投資的決心。同時也意識到，僅靠市場不夠時，行政和政策支撐仍需及時跟上（如專項補貼新能源消納、加強應急儲備等措施）。
綜合來看，中國在靈活性機制方面的改革循序漸進又多點發(fā)力：近期先解決煤電等傳統(tǒng)調節(jié)性電源虧損問題，保障現(xiàn)有靈活性不退場；中期著眼儲能和需求響應等新資源的商業(yè)模式，給予多元支持；遠期則希望通過完善的市場價格體系，讓各類靈活性資源在同一市場平臺公平競爭、各得其所。這既是保障新能源消納和電網(wǎng)安全的需要，也是蘊含巨大投資機遇的新藍海。
結語：投資啟示
高比例可再生能源時代，靈活性資產(chǎn)已從幕后走向臺前，成為保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定和高效運行的關鍵要素。對于投資者而言，靈活性資產(chǎn)的投資回報高度依賴市場機制和政策設計。靈活性如何定價，直接決定了相應資產(chǎn)的收益結構和風險水平：
·關鍵機制設計影響收益預期：完善的市場設計能夠為靈活性資源創(chuàng)造可靠的收入來源。如容量市場提供穩(wěn)定現(xiàn)金流，輔助服務市場提供額外收益，現(xiàn)貨稀缺定價提供高峰溢價。相反，機制缺失或扭曲則可能導致投資難以回本。投資者在評估項目時，應密切關注所在地區(qū)的電力市場架構及改革動向，了解收入的“政策可靠性”。例如，有無容量補償、峰谷價差有多大、輔助服務市場是否成熟等[28][9]。這些機制細節(jié)往往比技術參數(shù)更決定項目經(jīng)濟性。
·政策風險和機會并存：靈活性領域充滿政策驅動因素。市場失靈時政府的補救舉措（如提高價格上限、發(fā)放補貼）會直接改變收益水平；而政策推進的新機制（如虛擬電廠參與市場）又創(chuàng)造新的商業(yè)模式。投資者需要具備政策敏感度，提前布局符合改革方向的資產(chǎn)組合。同時也要防范政策變動帶來的不確定性，適當通過合同鎖定和多元業(yè)務布局對沖風險。
·技術與商業(yè)模式創(chuàng)新：靈活性資產(chǎn)的價值實現(xiàn)離不開運營和商業(yè)模式創(chuàng)新。例如儲能通過先進算法進行多市場實時交易，以最大化收益疊加[43]；需求側資源通過聚合平臺出售靈活性服務獲取收益。這要求投資主體不僅提供資本，更要具備運營這些資產(chǎn)的能力，或者與專業(yè)化的“路由運營商”合作[44]。誰能更好地適應市場機制、捕捉價格信號，誰就能取得超額收益。
結論：高占比新能源背景下，靈活性資產(chǎn)的投資邏輯已經(jīng)從傳統(tǒng)發(fā)電的“賣電量”轉變?yōu)椤百u靈活性”。市場和政策正共同塑造這一新興領域的游戲規(guī)則。對于投資者來說，理解并緊跟靈活性資產(chǎn)定價機制的演進，才能在能源轉型的大潮中把握機遇、有效管理風險。正如本文討論的，不論是德州的峰值電價、歐洲儲能的多元收益，還是中國正在推進的容量電價和虛擬電廠，這些關鍵機制的設計和落地將深刻影響投資預期[28][24]。只有機制到位、規(guī)則清晰，市場才能釋放出足夠的價格信號吸引資金涌入靈活性領域。反之，如果機制不完善，投資信心不足，能源轉型的可靠性保障也將受到制約。由此可見，在能源投資版圖中，技術固然重要，制度與市場架構的力量同樣不容忽視。握住靈活性資產(chǎn)定價與投資邏輯的“密碼”，就抓住了新型電力系統(tǒng)時代投資成功的關鍵。
