新型电力系统下的天然气市场与电力市场协调机制探讨

杨韵，江昕玥，段秦尉，涂炼，程永峰，杨莉

（1. 广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广州 510220；2. 浙江大学电气工程学院，杭州 310027）

0 引言

随着我国电力市场化进程不断推进，电力现货市场的建设已成为现阶段电力体制改革的重点。近年来随着可再生能源、交直流混联电网等新要素接入带来的电力系统形态变化，电力系统在适应性与有效性等方面面临着许多新的挑战［1-2］。高比例可再生能源并网后电力系统灵活性资源需求进一步扩大。燃气发电具有高灵活性、低碳排放强度等优点，是构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要支撑。如何协调天然气市场与电力市场的运行交互是新型电力系统发展的关键。

多能源系统中存在着更多复杂网络和运行不确定性等因素，电力系统的运行风险需要进一步结合其他能源系统的风险传导水平进行评估［3］。近年来，能源转型过程中快速发展的气-电耦合为电力系统与电力市场运行引入了许多新的风险因素。2021 年2 月受暴风雪的影响美国德州天然气机组发电能力骤减25 000 MW，直接导致电价从往年同期50 美元/MWh 飙升到系统上限9 000 美元/MWh［4-5］，增幅高达180 倍。2021—2022 年欧洲持续面临一次能源供不应求导致能源价格和电力价格飙升，2022年部分时段现货市场均价超过300 欧元/MWh，而2019年年底仅为50欧元/MWh左右［6］。

能源市场间的交互影响越来越显著，缓解风险需要通过多个市场间有效的协调机制。燃气机组作为新型电力系统的关键灵活性资源，天然气市场与电力市场的交互影响是研究的重点。目前，针对包括天然气在内的各类能源之间互补性和替代性的多能源市场协调运行机制已有一些研究。文献［7-8］表明，天然气市场和电力市场运行时间上的不匹配会对市场主体交易带来更多的不确定性和盈利风险。文献［9-10］研究了能源系统灵活性对多能源系统运行经济性的影响。文献［11-12］研究了天然气市场和电力市场之间的协调参数设置方法，分析了市场参数对耦合系统运行和调度的影响。然而，以上研究均基于理论模型对天然气市场和电力市场协调方式进行设计，仍须结合国外实践和我国的具体情况对能源市场风险引发的天然气-电力市场协调机制进行系统的研究和讨论。

基于以上背景，本文从气-电耦合市场的角度出发，对现有的研究工作和市场实践进行了调研与综述，然后分析总结了极端天气下天然气供给风险导致的电价上涨事件和当前国内天然气市场与电力市场协调存在的关键问题，最后结合极端情况下价格风险应对经验和我国存在问题提出了考虑风险联动特征的气-电市场协同机制设计建议。

1 天然气-电力市场协同运行面临的新形势

随着全球范围内能源结构清洁化转型，新能源的装机比例不断攀升。由于燃气机组可以快速启停，具有较高的灵活性和可调度性，燃气机组在高比例新能源发电系统中可起到平衡能源供需、提供调峰和调频支持以及应对紧急情况的重要作用。目前国内外多数电力系统都逐步提高了燃气机组的比例以增强电力系统的稳定性、可靠性和灵活性，从而促进可再生能源的整合和可持续发展。例如美国德州燃气装机容量占比达到47%以上［4］；宾州2021年底天然气发电占比达到52%，而燃煤发电占比从2001年的57%下降到12%，天然气取代了大部分燃煤发电［13］。2022 年底我国燃气发电装机容量98.02 GW，主要分布在京津冀、长三角和珠三角等地区。预计至“十四五”期间广东将新增天然气发电装机容量36 GW。因此，考虑到国内快速增长的燃气发电在电力系统运行中的地位不断上升，分析天然气-电力市场协同运行的研究现状和实践形式对实现更高效的能源交易、促进市场资源优化配置、提供更好的价格发现机制等方面具有重要意义。

1.1 天然气市场和电力市场耦合研究现状

目前国内外关于天然气市场和电力市场耦合情况的研究主要集中在信息交互背景下的市场协调机制设计和市场主体多市场交易决策等方面，如图1所示。

图1 天然气市场和电力市场耦合研究Fig. 1 Research on the coupling of natural gas market and power market

在市场协调机制设计方面，通过历史价格数据信息辨识能源市场间的交互影响是重要的研究主题，同时为耦合市场协调机制设计提供相关性分析基础。文献［14］从实体经济路径和金融市场的角度分析了天然气市场和电力市场间的影响机制，并利用期货价格数据对天然气市场和电力市场间的信息溢出效应进行了实证分析，反映了价格信息在耦合市场间的传导程度。文献［15-16］运用向量误差修正模型（vector error correction model， VECM）和多变量广义自回归条件异方差（generalized autoregressive conditional heteroskedasticity， GARCH）模型分别对英国和西班牙的电力市场、原油市场和天然气市场之间的波动性相互作用进行了分析，该分析同样基于对能源期货价格的检验实现。

除去价格传导机制方向外，已有研究关注到天然气市场和电力市场在投标和出清时间的不同步会影响到两个市场间的协同运行。文献［17］基于市场间的异步性构建了多市场主体参与的两阶段市场运行机制。文献［18］从日前调度和实际运行两个时间尺度构建了气电协调调度模型来解决新能源波动性对天然气需求的影响。文献［12］分析了电力和天然气市场运营在不同时间尺度上的协调程度，应用两阶段随机规划构建了不确定电力供应下的日前和实时出清模型。文献［19］基于边际价格探讨了天然气市场和电力市场双边能源交易的市场均衡和出清机制。此外，天然气市场和电力市场间的信息交互也是协调机制设计的关键。文献［20］基于天然气市场和电力市场间有限的信息交换构建了天然气网络模型和机组组合模型组成的市场协调机制模型，该方法通过在两个系统之间仅仅交换价格和调度信息来实现有效的协调，同时对每个系统的网络数据和用户信息保密。文献［21］研究了有限信息环境下电力系统和天然气系统之间在交换燃料价格信息时不同时间和空间粒度对耦合市场运营的影响。

在市场主体多市场交易决策方面，气-电耦合的市场环境中燃气机组发电商需要协同考虑参与天然气市场与电力市场的交易策略。文献［22-24］从市场竞价博弈的角度研究发电商的交易策略。其中，文献［22］以微电网为投标主体对参与多能源市场竞价均衡策略进行了分析。文献［23］考虑合作联营模式和租用模式的特点建立了综合能源供应商参与天然气市场和电力市场的古诺随机均衡模型。而文献［24］在市场框架建模中额外引入了天然气实时交易市场模拟含风电的综合能源服务商对于投标偏差的处理策略。与燃煤机组相比，燃气机组的燃料供应来源并不总是及时可靠的，例如高峰期管道容量的物理限制直接影响了燃气机组发电商在电力市场中的竞争性。另外，除了与稀缺管道容量相关的物理限制，长期供应合同签订量和现货市场价格也直接影响燃气机组行为［25］。文献［8］考虑了多时间尺度管道合同的影响优化了燃气机组发电商在现货市场投标和管道合同组合决策的运营策略。文献［26］将天然气长期供应合同限制和天然气管道堵塞约束加入电力市场模型中，综合优化了燃气机组发电商电力市场竞价和天然气供应合约交易决策。

1.2 国外天然气市场和电力市场协同运行的实践

由于各地区在能源供应链、市场发展程度和相关政策等方面存在差异，设计气-电耦合市场协调机制时需要结合各地的能源供应基础和市场运行情况。美国和澳大利亚天然气资源丰富且天然气发电占比较高，2022年美国、澳大利亚的天然气发电占比分别约为39.0%和16.2%，电力与天然气的联合调度和协调市场机制直接影响到系统运行的经济性和可靠性。结合美国、澳大利亚等天然气发电比重较高的国外天然气市场与电力市场协调运行的案例，总结经验如下。

1）多交易品种和市场多层次设计。在多交易品种设计方面，短期天然气合同和现货交易为天然气市场主体提供了比传统长期合同更大的灵活性，降低了资源再分配成本，能够使天然气市场与电力市场更加同步［8］。北美区域性天然气市场中心增加了多时间尺度的天然气交易机会，天然气短期合约逐渐取代10 年期以上的长期合约，主要以短期合同和现货方式完成交易。这种通过实时、市场主体平等竞争形成的现货或短期期货价格能够反映天然气供求关系和市场价值。同时由于现货市场价格存在波动性，相应的金融衍生工具或交易品种被用于管理价格风险［27］。在市场多层次设计方面，由于天然气运输需要充分考虑天然气管道的物理限制和动态特性，一定程度上影响了天然气发电的灵活性，多层次市场设计能够为天然气管道资源利用提供更多机会，增加天然气交易和运输过程中的流动性。利用低成本或零成本的管道产能，天然气供应商可以选择将价格相对较低的天然气运往现货市场，缓解天然气市场和电力市场的价格压力。基于此，澳大利亚构建了日前拍卖（day ahead auction， DAA）的集中拍卖平台，拍卖天然气管道和气体压缩设施在前期合同签订结束后剩余运输能力，以增加天然气运输网络的流动性［28］。在2019—2020 两年内，通过管道运输有效地将悉尼每月平均现货天然气价格降低了0.63 美元/GJ。日前拍卖过程能够间接降低燃气机组的供应成本，燃气发电商利用DAA 来确保额外的天然气运输容量［29］。

2）多时间尺度市场时序匹配设计。通过设计与天然气市场时序相协调的日前市场交易时序，能够为燃气机组提供更公平的电力市场交易机会，同时为电力市场交易提供充足的时间裕度，充分发挥现货市场应对不确定性的协调能力。考虑到燃气机组受气源供应和天然气价格限制，在电力市场上竞争力不足的问题，美国PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）对电力市场的报价时间和出清时间进行了调整，将日前电力市场开始时间从16：00（东部时间）提前至13：30，与此同时天然气市场将投标截止时间从12：30 推迟到14：00［30］，确保气、电市场间存在交叉同步的时间，以便为燃气机组提供更加清晰的电价信号和电力需求。与此同时天然气市场还增加了日内第三个投标周期，以提供额外的日内天然气调度灵活性［30］。2018 年PJM 进一步将电力市场主体的报价时间由10：30 延期至11：00。在改进的市场机制下燃气发电企业能够利用更充分的时间参与天然气市场交易并制定交易策略，提高盈利水平。再例如加州独立系统运营商（independent system operator， ISO）出清算法中增加了最大的天然气使用量限制，以确保天然气供应的可用性，显著改善了日前调度中的天然气-电力协调性。然而天然气市场一般按日结算，电力市场一般按小时结算，两个市场结算颗粒度上仍存在差异，成为两个市场间进一步协调的制度障碍［18，31］。

3）气-电耦合系统信息交互机制设计。跨部门的信息交互与汇总是多能源系统协调优化和市场运营的难点。除政府能源部门和监管机构外，分管的市场运营机构往往难以对能源调度进行统筹管理，无法及时处理由一个市场突发状况引发的连锁冲击影响。针对这个问题，PJM 于2021 年设立了电力天然气协调高级工作组（electric gas coordination senior task force）对耦合市场的运营和规则进行评估，加强电力及天然气系统运行信息的交互［32］。此外，PJM 利用天然气管道数据库（gas pipeline tool）及时监控并公开与参与PJM 的燃气机组相关的天然气供应商的天然气管道的关键状态［33］，进一步提升气-电信息交互的透明性。澳大利亚利用职责明确分工全面的运营监管机制实现对市场的管理，确保了机构的独立性、专业性与协同效能。其中澳大利亚能源市场运营商AEMO（Australian energy market operator）作为同时经营国家电力和天然气市场的核心运营机构，在降低因信息壁垒产生的风险方面具有明显优势。具体来说，AEMO 通过实时监测市场运营和系统性能管理天然气市场和电力市场以及维护系统安全［34］。其不直接管理天然气管道基础设施，而是监管维护扩建天然气和电力网络基础设施的第三方，同时对相关市场主体提供系统约束和规划建议。在如图2 所示的架构中，能源联合运营中心可以实现单一决策者联合运营商收集电力和天然气网络的详细信息，然后协助调度部门集中实施发电机组的电力调度和气井分配，提高能源系统的信息交互和调度效率。

图2 集中式运营框架Fig. 2 Framework of centralized operation

2 面向气-电耦合环境的市场风险评估

2.1 极端情况下的国外市场风险联动分析

随着风电、光伏等新能源渗透率的提高，在高比例天然气发电的电力系统中天然气和电力市场间的持续不协调将加剧电力系统故障风险。近年来，国外发生了多起由极端天气或能源危机导致发电侧天然气供应紧缺，进而引发电力市场价格风险或系统停电的事件。如何在及时有效应对极端情况下的市场价格风险仍是市场管理机构需要重点关注的问题。

2021年美国德州极寒天气下的大停电事故原因和过程就曾引起广泛关注。文献［35-36］分析了德州电网运营特征，并结合得州电力可靠性委员会（electric reliability council of Texas， ERCOT）的应急措施描绘了停电过程中的关键事件。文献［4，37］聚焦天然气系统故障对电力系统的风险传导，从能源供应低温故障、天然气供应短缺和天然气储备容量不足等方面归纳了事故直接原因。文献［38］针对自然灾害诱因和气电多环节故障的角度对能源供应到价格飞涨的风险传导过程进行了推演。德州天然气发电占比超过40%，在此供电危机事件中天然气价格与电力价格体现出强相关性。如图3 所示［39］，2 月17 日极寒风暴导致Henry Hub 天然气现货价格逼近24美元/GT，是自2003年以来的最高日价格，其他天然气交易中心的价格也在该时段创下了历史新高。在这段时间内德州天然气管道堵塞导致气源日产量下降近一半，进一步导致德州和周边地区市场供应紧张。极寒天气下天然气交易限制、风机冻结、孤立电网外来电量调节不足等因素综合导致电价飞涨，在故障期间70%时段每小时批发电价超过6 000美元/MWh。此外，天然气价格飙升同样也导致德州以外的其他电力批发市场电价上涨，如图4 所示［40］，2021 年2 月PJM 平均电价达42 美元/MWh，新英格兰ISO 的平均电价达73 美元/MWh，均较前后正常电价水平有明显上涨。由此可见，极端天气下天然气价格波动风险能够快速地传导到电力系统侧，进而导致电力市场价格异常。

图3 2019—2021年亨利天然气中心周平均天然气现货价格Fig. 3 Weekly average gas spot price of Henry Hub natural gas center from 2019 to 2021

图4 2020—2021年部分市场运营中心月平均电力批发价格Fig. 4 Monthly average wholesale electricity prices of partial market operation centers from 2020 to 2021

考虑到极端天气下电价长期飙升至价格设定上限，德州公共事业委员会兼顾能源价格传导和其他风险因素对电力市场稀缺定价机制进行了修改。在2021 年以前电力价格上限为9 000 美元/MWh，修改后日常价格上限下降为5 000美元/MWh，且在峰值净利润率高于一定阈值后该价格上限将进一步降至2 000美元/MWh。其中，峰值净利润率的阈值通过在实时能源价格大于天然气价格指数10 倍时燃气机组可能获得的年净收入计算得到［41］。因此，改进后的价格上限能够充分反映市场供需特性和天然气价格联动对电力系统的影响，同时降低了电力用户在极端情况下遭遇的电价风险。

美国加州也曾发生极端天气叠加天然气发电受限引发电力市场价格飙升与大面积停电的情况。加州电力系统具有高比例新能源装机，其净负荷曲线具有典型的“鸭型曲线”特征，主要依靠燃气机组发电（日发电比例达电力需求的30～60%）以及少量水电和外来电来平衡由于新能源波动导致的日电力需求的变化［42-43］。极端高温情况下燃气机组发电效率和水电出力均严重下降，此时若无法及时调用外受电力，将很容易导致州内电力供应短缺。在2020年因持续高温与燃气电厂故障导致的分区轮流停电期间，加州批发电价飙升到接近1 000 美元/MWh［44］。文献［45］从加州的净负荷特性和外受电特性角度量化分析了高温下的限电事故，指出应增加区域燃气机组装机和灵活性调节资源促进电力供需平衡以提升系统稳定性。此外，加州电力市场设计并建立了不平衡能量市场，在净负荷迅速变化时段交易与加州电网互联的相邻区域电网爬坡资源，实现特殊时段的电力实时平衡。

能源危机导致天然气价高量紧也是导致电力价格异常的风险之一。在能源转型过程中，欧洲对天然气的需求逐年上涨，天然气进口依赖度达84%。2021 年初到2022 年夏末，受国际局势影响，欧洲天然气供需严重失衡，天然气价格暴涨了近700%，电价也屡屡突破历史高点。针对高昂的电价，欧盟通过设置电价上限、征收暴利税与补贴等措施干预能源市场。其中西班牙在短期范围内对燃气发电商给予相应补贴，设置天然气价格上限为40 欧元/MWh 并进一步根据时间和价差修正该价格上限值，降低燃料成本居高不下时期燃气发电商的供应风险。

综上所述，总结极端情况下的国外气-电价格风险事件成因和应对措施，可以得到利用市场因素调节供应风险的相关经验如下。

一方面，需要建立市场参数变化管理与事后完善机制，对冲天然气价格异常导致电力价格飙升的风险。例如，德州极寒天气下电价飙升并长时间维持顶价，暴露了此前稀缺定价机制设置的电价上限过高等市场规则设计不合理的问题。建立市场参数变化管理与事后完善机制，根据天然气价格动态调整电力价格上限参数，并设置极端情况下差异化调整方案，有效地降低了极端天然气价格联动电力价格异常的市场风险。

另一方面，合理加强政府或管理机构的监管调节作用。在市场失灵或者大幅偏离市场预期时通过管理机构强制管控供需侧资源和市场配置，能够实现快速的资源统筹和风险缓解。例如在天然气供应紧张时段，德州政府通过短期内限制出口等天然气资源管控手段，有效保障了区域内的能源发电和电力供应能力；在燃料价格居高不下时期欧洲能源机构利用限价和补贴等方式抑制天然气价格过快上涨，缓解了燃气发电商参与电力市场的压力。

2.2 国内天然气市场和电力市场发展现状

在清洁能源结构转型背景下以新能源为主体的新型电力系统在应对多能源耦合的电力市场时面临新的挑战。我国电力市场已逐步形成了中长期与现货交易协同的多时间尺度交易体系和省间与省内市场协同的多空间尺度交易体系［46］。但是目前在国内电力现货市场试点省份中浙江省面临净负荷快速变化时燃气机组爬坡需求急剧增长的压力，山西省和山东省在光伏大发时段电力现货市场都出现较长时段的零电价甚至负电价，体现出系统在消纳高比例可再生能源时对灵活性资源的需求。

随着能源市场化不断深入，天然气在新型能源体系中的地位不断上升，“上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的‘X+1+X’油气市场体系”改革目标正在逐步实现［47-48］。近年来，国内上游天然气供应网络日趋完善，多元化供气体系形成，以广东省为例，目前南方地区天然气供应已形成海上天然气、进口LNG和陆上管道气等多气源渠道供应、充分竞争的供应格局。相较于之前中海油和中石油垄断广东天然气市场的局面，广东能源集团、深圳能源集团等各大传统中下游用户都在上游资源进行布局并扩展气源供应渠道，未来天然气市场供应主体将更加多元化。中游在国家管网公司成立后进一步加快推进天然气基础设施建设，扩大省间和省内网络互联互通以及海上陆地天然气传输利用的规模，但是对于使用率较高例如西气东输管道仍存在高峰期拥堵的问题。下游天然气交易市场中逐步建立了多个天然气交易中心，通过区域优势构建统筹国内外合作交易、供需匹配的天然气交易平台，促进能源市场化配置。但是目前国内的天然气交易中心交易规模较小，尚未在价格信号导向和交易枢纽等方面发挥更多的作用［49］。

2.3 耦合环境下国内市场协调运行关键问题

随着天然气在省级电网电力供应和辅助服务中的作用越来越重要，天然气市场和电力市场耦合环境下的市场运行协调仍存在以下问题需要解决。

1）气-电价格传导机制和补偿机制欠缺。当下国内天然气供应在一定程度上依赖进口资源，且国内尚未形成能够实现定价权的天然气交易枢纽，能源价格易受到国际天然气价格波动性的影响。在国际天然气价格居高不下时期，由于现存的上网电价并未体现燃气发电的低碳价值以及提供调峰或备用服务的价值，且缺乏合理的价格传导和分摊机制，导致燃气机组难以回收成本，在电力市场中竞争力进一步降低。受政策约束燃气公司必须保障居民用气价格，此时发电侧用气价格受到国际天然气价格影响加大，导致燃气机组在固定补贴机制的作用下仍然会亏损。而且随着国内能源结构日趋复杂，新能源装机提升与煤电逐渐退役进一步放大了区域电网中灵活性资源和储备调节能力不足的风险［50］，对燃气机组的定位和辅助服务功能提出了更高的要求。目前燃气机组的备用和容量功能尚未得到合理的补偿，进一步降低了燃气机组参与市场的收益。

2）燃气机组用气计划刚性与现货环境下发电计划不确定性的矛盾与日俱增。电力系统中的燃气机组的发电燃料供应仍存在一定限制，制约了燃气机组的调度运行和市场交易策略。在电力现货市场机制下燃气机组的发电计划具有较强的不确定性，难以在日以上时间尺度上预判，进一步影响其在多交易品种间购气和签订合同的交易策略制定。此时燃气机组更容易因其高昂的燃料发电成本以及不经济的采购计划导致在电力市场难以大幅度调整报价实现成本回收。

3）天然气计划申报时间节点与电力现货市场出清时间不匹配。燃气电厂日前申报用气计划的时间节点一般为10：00～14：00，且气量计划涵盖的时间区间为明天08：00 至后天08：00。而电力现货市场出清发布发电计划一般在17：00 后，计划时间为明天12：00～23：59。天然气市场与电力市场出清时间不协调，致使电厂无法在申报气量前确知日前发电计划，在天然气供应偏紧时易频繁出现燃气机组缺气停机的问题。

4）天然气储存机制缺失。天然气供应按日分配机制下，每日供气量与实际天气下的使用难以匹配。例如对于光照强度高的晴天，新能源机组在白天大发，此时燃气机组主要承担调峰和爬坡的作用，可能由于发电量较少导致存在未充分利用的天然气。而对于阴雨天，光伏机组出力锐减，燃气机组需要承担部分基荷发电量，此时存在日内天然气需求上涨和中长期合同分解日供气量相对固定的矛盾。事实上，供气公司和管网公司都具有一定储气能力，但是储气机制的欠缺，限制了对燃气机组日内天然气使用时间的决策权力。

5）在供应紧张情况下如何分配天然气到机组缺乏透明有效率的机制。以高比例可再生能源为特征的新型电力系统背景下新能源的波动性进一步影响了电力供应稳定性，叠加发输变电设备非计划停运等不确定性，局部高峰负荷时段电力供应紧张的风险将进一步增大，并进而导致现货市场价格波动。当前，在某些省份，当电力供应出现缺口时由电力调度机构与天然气管网调度协调并征求特定燃气机组同意的情况下，对其额外提供气源发电缺少有效、透明的应急机制或市场机制，无法通过市场价格信号实现天然气资源的最优化调配。

3 考虑风险联动特征的气-电市场协同机制设计建议

近年来天然气在能源供应中的地位越来越重要，但是由于国内天然气市场的改革仍在逐步推进，在供应垄断和电力市场交互机制等方面仍在一定问题，综合极端价格风险应对经验和我国存在问题，对电力市场与天然气市场协同机制建设建议如下。

1）完善气-电价格传导和补偿机制。为了使气价高昂时天然气发电厂能够公平参与电力市场竞争、保有一定的盈利空间，应采取以下措施：（1）应根据不同地区的天然气供应和使用情况差异，应用气-电价格传导机制对基准标杆电价进行调整。在完善电价机制的同时，考虑建立对天然气发电及供气企业的财税优惠机制，分情况对天然气能源给予一定额外财政补贴，保障天然气发电参与市场的能力和积极性。（2）分阶段优化气电补偿机制。当气-电价格相关性较弱或者气价持续上涨时期，燃气机组不愿意发电时电力系统的调峰能力受到影响。此时相关部门需要制定合理的补贴机制，例如按照燃气机组的发电量进行临时性补偿，激励燃气机组参与市场积极性，对电力保供起到积极作用。（3）建立与一次能源价格挂钩的市场参数变化管理与事后完善机制，通过报价上限、成交电价上限等市场参数的动态管理，对冲天然气价格异常导致电力价格飙升的风险。

2）完善天然气市场多元化竞争格局。国外天然气工业伴随产业的发展，天然气的垄断格局将逐步被打破，开放竞争的天然气市场能够充分优化统筹全网调节资源，促进天然气资源合理应用。随着气电装机规模的不断提升和电转气技术的日趋成熟，未来电力市场建设需要充分考虑天然气市场耦合的融合衔接，构建多元化的竞争格局。一方面，构建高水平的天然气市场交易体系与市场协调机制。在中长期天然气交易中通过提高与气源签订的中长期合同比例来锁定天然气资源和价格，充分利用省内天然气接收及储气设施周转调节能力，确保全省天然气市场供应安全和价格稳定的同时稳定电价和电力供应。在现货市场阶段天然气市场与电力市场运营方应该对重要时间点进行衔接与匹配，为市场交易提供充足的时间裕度。同时考虑设立与管道容量市场类似的二级市场对天然气交易进行补充，进一步保障在电价高昂时通过增加气体运输流动性平稳电价，发挥市场间的调节作用。另一方面，倡导天然气发电企业优化气源采购渠道和结构，最大限度控制气源采购成本，加强区域管网的互联互通。监管机构需要对天然气发电企业与上游企业串通抬高气价的行为进行监管和惩罚，包括取消阶段性上网电价支持资格等。

3）完善储气机制，增强气量计划的柔性。合理利用气网储存能力、设计电力与天然气协调交易机制可以增加系统运行的灵活性。例如优化配置储气罐，将天然气每日配额改为多日统筹，有利于应对天气条件变化导致的天然气需求量变化，缓解天然气配给量与需求间的不平衡，发挥关键时刻燃气机组的灵活调节作用。

4）提升电、气系统间的信息交互和应急机制管理。充分考虑各运营主体的信息壁垒问题，提升耦合系统间的信息交互，有利于加强电力市场和调度运行灵活性，实现协同规划和调度的最优。通过增强电力系统与天然气系统之间的信息交换，合理及时的信息例如电力交易信息和天然气供应信息能够优化资源配置，有利于电网公司在经济调度和备用计算中充分考虑天然气运输和供应限制。而通过设计交易时序匹配同样能够降低燃气机组交易风险，增加燃气机组在天然气市场和电力市场中的竞争性和交易意愿。在此基础上建设市场环境下能源产业链供需监测与预警机制，监控和评估气-电耦合系统中的薄弱环节和关键环节，对极端天气影响下的风险传导过程进行准确预判。同时，需要建立应急情况下透明有效的市场机制，通过市场价格信号实现天然气资源的最优化调配。

5）合理发挥政府或第三方管理机构的监管作用。在市场失灵等极端情况下通过供需侧资源管控、限价、补贴等行政手段实现快速的资源统筹，避免天然气价格波动导致电价畸变的风险，以政府或管理机构“有形的手”配合市场“无形的手”，保障气-电市场健康发展。

6）提升能源互联互通及能源供应保障能力。增强能源安全供给保障。一方面扩大油气供给保障能力，充分利用海陆多路气源，加快电力系统、天然气系统网络基础设施建设，提升能源储备能力。另一方面，充分利用地域特征以及周边地区电网特点加强电力供应的沟通合作，完善省间输电通道基础设施建设，在空间维度实现互联互济。运行中应保留适当容量可调度资源，推进传统能源机组的功能重构。在极端天气事件和管道受限的情况下，加强双燃料发电资源的调度规则和能源供应，并提供替代燃料（如石油、液化天然气）备用，从而降低在净负荷较高时段因气机无法保量供应产生的风险。

4 结语

在多能源市场耦合程度逐步加深的背景下，本文对天然气市场与电力市场协调机制和风险评估进行了综述与总结。首先从气-电市场耦合的角度出发，梳理了市场交互影响分析、市场协调机制设计和市场主体多时间尺度交易决策等研究方向和国外市场协调机制设计经验。然后分析了极端天气或能源危机下的市场风险联动事件，总结了国内气-电耦合环境下市场协调机制存在的关键问题。最后从完善气-电价格传导机制和补偿机制、完善天然气市场多元化竞争格局、完善储气机制以增强气量计划的柔性、提升气-电系统间的信息交互和应急管理能力、合理发挥政府或第三方管理机构的监管作用、提升能源互联互通及能源供应保障能力等方面为国内电力市场发展和市场间的协调运行机制提出建议，以期对我国电力市场建设和运行起到一定的借鉴和指导作用。