中央全面深化改革委員會日前審議通過《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，《意見》中要求健全多層次統一電力市場體系；改革完善煤電價格市場化形成機制；有序推動新能源參與市場交易。電力系統尤其是電源結構能否實現低碳轉型，技術進步導致的成本下降固然是重要因素，但最大挑戰還是電力體制機制改革�！笆�四五”階段將是中國電源結構調整的關鍵期，也是確定可再生能源電力作為主體能源的重要過渡期。

由于電力行業與國民經濟息息相關，屬于牽一發而動全身的關鍵性部門，因而改革既需要慎重，也需要大膽。2020年中國全口徑發電量為7.62萬億千瓦時，龐大的電力系統和較健全的電力供應體系意味著全國統一電力市場體系的建設將是一場系統性、深刻性、變革性的工程。涉及到如何有效解決電力成本與價格倒掛，如何加快中長期市場與現貨市場的建設，如何逐步打破跨省區電力交易壁壘，如何設計有效的保底用戶用電機制等方方面面的問題。

筆者想從保障能源安全穩定供應的視角出發，談談電力市場化建設如何有助于可再生能源與煤電從互補走向替代。

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雖然中國電源結構中可再生能源發電量逐年上升，但無法忽視的是，傳統火電產量占比穩中有降但依然保持較高比重。由于電源結構低碳調整速度慢于電力需求增長速度，使得可再生能源電力增長難以在滿足電力需求的同時實現對煤電的大規模替代，因而煤電的加速退出會影響電力的安全穩定供應。2021年的電力供需不平衡直接導致煤炭價格上漲，以及部分地區因電力供需失衡而導致的拉閘限電現象，給國計民生帶來一些不利影響。煤電在短期內仍然將承擔著電力供應的“壓艙石”和“穩定器”作用。

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然而，目前中國電力市場化改革中對提供靈活性調節性服務電源的激勵機制不完善，傳統管理體制下煤電機組缺乏動力主動提供調峰、調頻服務。由于現有煤電靈活性改造在技術層面不存在障礙，因而主要是機制未理順的原因。目前偏低的調峰調頻輔助服務補償標準，導致煤電企業實施靈活性改造的主觀意愿普遍偏低。不完善的電力市場體制和電價機制阻礙煤電的功能角色定位調整，也降低了煤電的市場化生存能力。深化體制機制改革，保障煤電向電力系統提供基礎電量和靈活調節能力，探索煤電合理盈利模式，實現煤電的基荷與輔助功能的有效互補迫在眉睫。

針對煤電企業缺乏靈活性改造積極性的現狀，中國應深化電力體制改革，出臺相關配套政策，鼓勵煤電企業開始改變追求上網電量的同時，追求機組調峰調頻能力的提升。中國絕大部分區域電力系統的電源結構均以煤電為主，電源總體調節性能主要取決于煤電調峰深度和靈活調節電源比例，合理確定煤電參與深度調峰的市場價值顯得尤為重要。應充分考慮不同區域和不同類型機組的改造投入、運營成本等綜合因素，為煤電提供合理收益，并以此激勵煤電機組靈活性改造，推動煤電由基荷電源向調節電源轉變，為可再生能源騰出發電空間。未來政府還應結合電力市場化改革進程，構建涵蓋電量電價和容量電價的綜合電價市場。電量市場反映電源項目提供電量的價值，作為可再生能源獲利的主體市場。容量市場保障電力系統安全和體現電源靈活性價值，具有可調度靈活性的煤電在容量市場將會獲得投資收益。將煤電參與調峰的優勢及系統價值與其應獲得的效益掛鉤，客觀評估煤電的市場價值，形成煤電合理和可持續的盈利模式。隨著煤電功能定位的轉變，還應該引入適當的發電容量成本回收機制助力煤電企業回收發電容量成本，保障發電企業的積極性。容量補償機制進行成本回收適合中國當前階段的發展需要，能夠以較低的實施成本和可控的終端電價保障容量電價長期穩定，這與中國處于電力市場建設初級階段的國情相適應。容量補償機制是一種行政性措施，有利于中國實現從計劃電價到市場電價的平穩過渡。

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儲能技術則是保障可再生能源消納，推動可再生能源實現對煤電大規模替代的關鍵型技術。在現代電力市場中，儲能技術價格的實現依賴于電力現貨市場提供的價格信號以及輔助服務市場提供的價格補償。然而，目前電力現貨市場的建設尚未完成，輔助服務市場的建設也相對滯后。儲能提供調頻、備用容量等輔助服務的補償不到位，未能形成長期穩定的市場化收益機制，導致整體儲能技術應用和產業化進程滯后于可再生能源消納的現實需求。

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加快探索建立成熟的電力現貨市場和輔助服務市場，為儲能技術提供有效的市場價格信號和明確的價格補償。具體而言，未來應深化調峰機制改革，允許儲能作為分布式電源接入電力市場，通過現貨市場的建設拉大峰谷價差，體現儲能調峰的經濟性。加快研究以現貨市場為基礎的“綠證”交易，充分體現可再生能源環境屬性。同時，應加快電力輔助服務市場建設，明確儲能參與輔助服務的身份，通過市場化的價格補償機制促進儲能在調峰、調頻以及可靠性備用等方面的應用。