電力市場體系是電力系統的重要組成部分和重要支撐。今年上半年，國家層面明確電力市場體系未來近十年的發展目標：到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與省（區、市）/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。

為適應并推進新型電力系統構建，電力市場體系的建設分幾步，有幾招？近日，在中國能源研究會主辦的“中國電力圓桌”新型電力系統沙龍上，與會專家就此問題展開了深入探討，從價格形成機制、電力生產關系、新能源交易機制等方面為電力市場體系建設出招。

電價改革是電力市場化改革的核心和先決條件，也是構建新型電力系統的關鍵。當前，我國電價形成機制面臨著減碳、保安全、保民生等多重目標任務。專家認為，電價改革要適應新型電力系統的成本變化，從以政府定價反映發電成本的供給驅動定價為主，轉向以市場定價反映電力供需價值的需求驅動定價為主。

隨著新能源占比的提高，電力系統成本將上升已成為業界共識。與會專家分析，新型電力系統構建將帶來整體供電成本的變化。新能源平價上網不等于平價利用，除新能源場站本體成本以外，新能源利用成本包括靈活性電源投資、系統調節運行成本，以及大電網擴展與補強投資、接網及配網投資等系統成本。

為有效應對成本上升，暢通成本疏導通道，與會專家對新形勢下的電價機制改革提出建議：電價機制應有利于提升電氣化水平和化石能源替代的積極性。應有利于優先新能源發電，保障新能源投資積極性，體現不同發電和調節機組的發電和運行特性，滿足各類電源的合理綜合收益水平。要激發和提升系統靈活性資源調節和配置能力，體現各個層級電網保障系統運行安全、高效、低碳的能力水平，充分利用時空信號，通過市場化機制進一步優化電力配置效率，提升季節性和氣候災害相關的安全保供能力，實現季節性調節機組和應急備用機組低運行小時數情況下的收益保障。要平衡能源商品屬性和電力普遍服務需求，體現差異化的電力用戶需求和不同時空電力需求的價值差異。

構建適應新型電力系統的市場體系就是要隨著新型電力系統的發展，對不適應生產力發展水平的電力生產關系進行調整。與會專家認為，新型電力系統的體制改革應首先確定生產關系，明確市場主體的權利邊界。

“我們在談論電力生產關系時習慣于圍繞電網來展開，例如電改9號文及其配套文件，管住中間、放開兩頭，一定程度上反映出以電網為中心的思維方式。”一位與會專家表示，電力系統正在從以電網為中心向以用戶為中心轉變。隨著新能源比重不斷提高，電力系統成本必然上升，一些有能力的用戶，例如園區或企業，尋求自己解決一部分能源需求，不再主要從大電網獲取，這將是未來一個重要的趨勢。

近期，國家層面多次對分布式電網發展提出要求。中央財經委員會第十一次會議強調發展分布式智能電網；《關于促進新時代新能源高質量發展實施方案》提出加快工業企業和園區發展分布式光伏、分散式風電等新能源項目，支持工業綠色微電網，開展新能源電力直供電試點。

電力系統新形態和新模式的創新發展需要尋找到生產關系的新均衡。然而，當前的市場體制機制存在著制約生產關系重構的因素。專家特別談到壟斷環節的制約，認為壟斷環節始終有擴大壟斷規模的原生動力，是分布式智能電網發展過程中的一個阻礙。

“輸配電價體系的關鍵在于讓價格信號發揮作用，并發揮正向的投資激勵作用。現有輸配電價體系是‘準許成本+合理收益’，它的邏輯是確保電網可持續發展，這是必要的，在一定程度上將激勵電網企業做大投資規模。而輸配電價體系更進一步的使命是推進市場合理配置資源，不只是配置電源資源，還要配置輸電通道資源。”以上專家表示。

他建議，要真正把壟斷力關進籠子里，就要用市場經濟的思維來理解監管，充分開放輸電通道，讓參與電力市場交易的買賣雙方通過市場化機制獲得所需要的輸電通道能力，讓市場可以通過價格信號充分檢驗輸電通道規劃和投資的合理性。

今年年初，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》發布，提出著力構建適應新型電力系統的市場機制，提升電力市場對高比例新能源的適應性，有序推動新能源參與電力市場交易。

中國能源研究會理事陳宗法介紹，2021年全國新能源參與市場交易的發電量比例約為25%~30%，以省間交易為主。參與中長期交易的有14個省區，參與方式為大用戶直供交易、跨省跨區外送交易、風火置換交易、風電清潔供暖交易等；首批現貨市場試點中，有山西、甘肅、山東、蒙西4個省區開展新能源現貨市場交易；綠電交易方面，2021年9月，首批綠電交易涉及17個省區，成交電量79.35億千瓦時。

“‘十四五’時期新能源已成為電源新增裝機主體，2035年新能源將成為電源裝機主體，2050年前后將成為電量供應主體。”陳宗法表示，全國統一電力市場體系建設開啟大幕，2030年新能源將全面參與市場交易，新能源加速入市有望具備更好的市場條件。新能源加速入市勢在必然，其面臨的風險與挑戰則更需要引起關注。

陳宗法認為，市場風險將影響新能源企業的收益穩定性，新能源入市后，盡管電量優先消納，但在收益方面卻面臨著價格風險、曲線風險、偏差風險。近年來，新能源入市后收益并不穩定，且均有不同程度下降，現貨市場尤為明顯。目前的新能源中長期合同簽約比例、曲線簽訂及分解原則、參與現貨交易申報方式、偏差處理與結算等適應新能源發電特性的電力市場交易機制尚不健全。新能源特別是中西部水風光清潔能源基地跨省跨區交易電價機制不盡合理，沒有充分考慮風光水儲一體化項目、送受兩端的供需特點，造成送受端電價“倒掛”，影響開發積極性。

為構建與新型電力系統相適應的新能源市場交易機制，陳宗法建議，要充分考慮新能源預測難、波動大、單體小、較分散的物理特性。在市場交易機制方面，完善新能源中長期交易合約靈活調整機制；適當降低新能源偏差考核標準，避免多重考核；鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，建立新能源機組報價出清機制，真實體現新能源電能量時空價值；完善新能源基地跨省跨區價格機制，防止送受端電價“倒掛”。在配套政策方面，改革目前存量新能源項目保障性收購政策，由政府授權電網企業與新能源企業簽訂固定電價的長期政府采購合同；持續完善綠電交易、綠證交易和碳交易機制，明確3個市場的功能定位，打破市場界限，構建證電合一、證電分離等靈活多樣的綠色交易體系；合理分攤新能源發電新增的電力系統成本，按“誰受益、誰承擔”原則建立市場主體共同公平分攤機制；建議新能源電價與燃煤基準價解耦，體現其自身特點與發展趨勢。

中國能源研究會監事長韓水在總結會議時指出，要構建適應新型電力系統的電力市場體系就要突破現行的市場機制和生產模式對思維的束縛，認真分析新型電力系統的特點對電力市場機制的影響。他特別對容量成本回收機制提出建議，隨著煤電增容、控容、減量，容量市場的建立尤為必要，要綜合各類電源和儲能等統籌推進，切忌從新能源或儲能等某個單一角度片面考慮容量市場建設。