為實現“雙碳”目標，我國進行了加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略部署。當然，構建新型電力系統(tǒng)不是另起爐灶，而是以當前電力系統(tǒng)為基礎，先立后破，逐步建成以新能源為主體電源的新型電力系統(tǒng)，這必然涉及大量、復雜的資源配置問題。

　　不管是從新型電力系統(tǒng)的特性看，還是從中國當前的電力體制看，構建新型電力系統(tǒng)都需要市場機制創(chuàng)新，以充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。同時，基于激勵相容的市場設計和有針對性的政府政策相結合，做到有效市場與有為政府的統(tǒng)一，實現資源的優(yōu)化配置。

　　我國當前電力市場機制存在的主要問題

　　經過20多年的電力體制市場化改革，我國電力市場體系和市場機制建設取得了積極進展。但是，從滿足構建新型電力系統(tǒng)要求的角度看，我國當前的電力市場機制仍有待健全。

　　電能量市場不完善，電價對供求關系反映不充分

　　一是定價自主性與靈活性不足。根據國家發(fā)展改革委《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的指導意見》(發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號)和《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號)，我國確定了燃煤發(fā)電“基準價+上下浮動”的電價形成機制。由于基準價和上下浮動范圍均由政府設定，因此，政府仍在價格形成過程中發(fā)揮著重要的調控作用，市場主體定價的自主性與靈活性僅限于基于基準價與上下浮動范圍所形成的價格區(qū)間，電能量市場的價格發(fā)現功能難以充分發(fā)揮，電能量價格也無法有效反映不同時點的電能量供求關系。

　　二是電力現貨市場建設相對滯后。從我國電力現貨市場建設進程看，國家發(fā)展改革委先后于2017年與2021年布置了兩批電力現貨市場建設試點省份。2023年12月，山西電力現貨市場在歷經五年試運行后，成為我國首個轉入正式運行的電力現貨市場。此后，廣東、山東、甘肅電力現貨市場陸續(xù)轉入正式運行，而其他開展電力現貨市場建設的區(qū)域仍處于試運行階段。2023年頒布的《電力現貨市場基本規(guī)則(試行)》(發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號)和《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》(發(fā)改辦體改〔2023〕813號)規(guī)定只有依序開展模擬試運行與結算試運行，連續(xù)運行一年以上并依據市場出清結果進行調度生產和結算的現貨市場才可轉入正式運行。考慮到不同地區(qū)電力現貨市場的建設進度，我國電力現貨市場實現全覆蓋尚需時日。

　　三是電力中長期市場合同的流通性有待增強。電力中長期合同通過提前鎖定交易電量與交易價格，被普遍認為是電力系統(tǒng)保供穩(wěn)價的“壓艙石”。但是我國中長期合同的交易周期普遍較長，多為年度交易與月度交易，而新能源作為未來的主體能源，卻難以通過中長期合同實現收益鎖定與風險規(guī)避：新能源出力具有天然的波動性，對其未來出力曲線預測的精準性往往會隨著時間周期的延長而下降，導致新能源實際出力曲線往往與中長期合同曲線存在較大偏差。此外，交易合同標準化程度不高、有效的風險管理工具不足、雙邊合同難以變更等因素所導致的電力中長期市場流通性不足，也是阻礙新能源參與中長期市場的重要原因。

　　輔助服務市場不成熟，靈活性調節(jié)價值實現不足

　　一是輔助服務品種相對單一。2021年12月，國家能源局頒布的《電力輔助服務管理辦法》(國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號)明確了我國電力輔助服務包括調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡、黑啟動等多個服務品種。但當前我國仍處于電力輔助服務市場建設的早期階段，在初步建設形成的省級輔助服務市場與區(qū)域服務市場中，多以調峰輔助服務為主，調頻和備用輔助服務為輔。其他輔助服務品種的市場化建設仍有待推進，目前，云南省和貴州省開展了黑啟動輔助服務市場化交易機制的建設，山東省開展了電力爬坡輔助服務的市場交易機制探索，系統(tǒng)慣量等輔助服務品種的市場化建設尚未開展。

　　二是輔助服務市場與電能量市場聯(lián)動結合不足。輔助服務市場與電能量市場密切耦合，原因在于：電能量生產情況是決定輔助服務提供量的重要依據，輔助服務交易品種和價格水平也受電能量市場的定價機制與時點價格信號影響。而我國輔助服務市場與電能量市場卻存在銜接不暢、聯(lián)動結合不足的問題，例如部分地區(qū)現貨市場建設相對獨立于輔助服務市場建設，輔助服務市場與現貨市場未能有效銜接，致使現貨市場與調峰市場并存;在出清方式上，輔助服務市場與電能量市場獨立運行，分別依據各自的市場供求關系確定出清價格與交易量，電力資源配置無法實現在兩個市場間的協(xié)調優(yōu)化，電力市場的總體運行效率也隨之降低。

　　三是輔助服務費用分攤不盡合理。電力輔助服務作為維持電力系統(tǒng)瞬時平衡性的重要保障，應用于整個電力系統(tǒng)，具有非競爭性與非排他性，通常被視為一種公共產品，因此，為獲取電力輔助服務而產生的相關費用也應由電力系統(tǒng)內所有受益主體共同承擔。2024年2月，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布的《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發(fā)改價格〔2024〕196號，簡稱196號文)也確定了“誰受益、誰承擔”的輔助服務費用分擔原則。目前，我國輔助服務費用主要在發(fā)電側主體間分攤，向電力用戶側傳導的機制不暢，使得輔助服務費用分攤不盡合理。

　　容量市場缺失，容量價值定價機制有待完善

　　新能源大規(guī)模接入給電力系統(tǒng)長期容量充裕性帶來了挑戰(zhàn)，為電力系統(tǒng)提供容量支撐的電力資源也面臨著成本回收問題。當前，我國容量補償主要集中于煤電、氣電、新型儲能、抽水蓄能等領域。以煤電為例，2023年11月，《關于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號)確立了煤電的兩部制電價，確定容量電價按照固定成本的一定比例進行補償。由政府核定容量補償價格的傳統(tǒng)容量補償機制在激勵煤電機組保持一定容量充裕性的同時，也存在一定不足，例如不同煤電機組由于服役年限不同、損耗程度各異，導致其充裕性大多各不相同，現行補償標準無法有效反映煤電機組的個體差異;市場定價機制的缺失也使得電力系統(tǒng)充裕性的稀缺程度無法得到準確、有效、及時的反映。因此，容量價值定價機制有待向市場化機制轉變。

　　綠證市場和碳市場有待完善，綠色價值體現不足

　　一是綠證需求側制度有待完善。綠電和綠證交易制度是新能源綠色價值的主要實現方式，目前，其購買主體主要包括用于抵消能耗“雙控”中能耗指標的高耗能大戶及滿足國際市場要求的出口型企業(yè)兩大類。當前的綠電和綠證交易制度難以充分實現新能源的綠色價值，2023年全國綠色電力(綠證)消費總量1059億千瓦時，同比增長281.4%，但其消費總量仍不足新能源發(fā)電量的1/10。從國際經驗看，后補貼時代實現新能源綠色價值的一個重要制度安排是強制配額制，我國雖然也已經建立了可再生能源消納責任制，但是消納責任權重設定的合理性有待進一步提高，并且消納責任制的考核仍停留在對省級政府層面，未能將消納責任壓實到用戶側，用戶缺乏消費綠電的約束和激勵。

　　二是碳排放社會成本體現不足。我國全國碳排放權交易市場于2021年7月16日正式啟動，首先聚焦于發(fā)電行業(yè)，實行配額的免費分配。相比于全球其他主要碳市場，我國碳市場定價總體偏低，導致碳排放的社會成本體現不足。以2024年1月為例，中國全國碳市場碳價水平為12.57美元/噸，分別為歐盟、英國與美國加州碳市場同期碳價水平的20.5%、27.9%與32.6%，也顯著低于碳定價高級別委員會為達成《巴黎協(xié)定》全球溫升控制目標所推薦的63至127美元/噸的2030年碳價區(qū)間。未來，隨著我國碳市場配額規(guī)模進一步收緊與配額有償分配方式的逐步推行，預期未來碳價將呈現持續(xù)增長趨勢，電力行業(yè)尤其是其中碳排放較高的煤電行業(yè)外部成本內部化的壓力將日趨增大。

　　建立健全適應新型電力系統(tǒng)市場機制的方向與舉措

　　適應新型電力系統(tǒng)市場機制創(chuàng)新的核心是有效實現電能量價值、調節(jié)價值和綠色價值等，而有效實現三種價值就必須讓市場在資源配置中充分發(fā)力，讓政府在彌補市場失靈方面精準發(fā)力。當前，應針對我國當前電力市場機制存在的主要問題進行市場機制創(chuàng)新與完善，集中力量破解新能源消納、煤電轉型、儲能規(guī)模化應用和用戶側資源挖掘等方面存在的難題。

　　完善電能量市場建設，充分實現時點電能量價值

　　完善電能量市場的核心思路是在市場化的價格形成機制下，充分發(fā)揮電能量分時價格信號對電力市場供求關系的有效反映，以靈活高效的價格體制支撐電能資源的優(yōu)化配置。

　　首先，基于現行的電價機制，應擴大市場交易電價的上下浮動范圍，進一步提升定價的自主性與靈活性。其次，應加快推進電力現貨市場建設，在各省(區(qū)、市)或區(qū)域電力市場的基礎上，推動全國統(tǒng)一電力市場構建，在更大市場范圍內實現資源的優(yōu)化配置。最后，完善中長期交易制度設計：允許新能源對合同進行調整，使電力中長期交易曲線盡可能匹配實際出力曲線;允許不同電源品種間的合同自由轉讓，提高電力中長期合同的標準化水平，提升電力中長期市場的流通性。

　　完善輔助服務市場建設，充分實現靈活性調節(jié)價值

　　根據196號文，加強輔助服務市場與電能量市場的銜接將是未來我國輔助服務市場建設的重點方向。對此，首先要豐富輔助服務產品品種，增加爬坡類產品、系統(tǒng)慣量等輔助服務交易品種，滿足系統(tǒng)對于具有快速爬坡能力、調節(jié)性能良好的電源品種需求。其次，要推動輔助服務市場與電能量市場耦合，各地區(qū)要在加快推進現貨市場建設的基礎上逐漸引導調峰產品退出，在具備條件時，試點開展輔助服務市場與現貨市場聯(lián)合優(yōu)化出清機制的建設。

　　完善容量電價機制，積極推進容量市場建設，有效體現容量價值

　　容量市場是未來我國容量補償機制發(fā)展的重要方向。在《電力現貨市場基本規(guī)則(試行)》中，明確要求在市場化容量補償機制的基礎上探索建立容量市場。對容量市場的建設應逐步推進，在短期應著眼于容量電價機制的完善，包括完善煤電、抽水蓄能兩部制電價，對電網側新型儲能電站實施容量電價制度，并且實現同種服務功能的同種定價。在長期則需根據我國容量市場建設情況，適時向容量市場機制過渡。在容量市場設計方面，應根據電力調度機構確定容量需求，進行一級容量市場的拍賣、開展二級容量市場交易;容量合同的費用由售電公司承擔，依據其交付年在電能量市場中所占份額進行結算。

　　暢通新能源消納渠道

　　暢通新能源消納渠道是推動新能源高質量發(fā)展的重要保障。首先應推動新能源多渠道參與市場，即新能源可以直接參與現貨市場交易，也可采用以雙邊合同形式與售電公司或者大用戶簽署長期購電協(xié)議，或是耦合靈活性資源作為負荷服務實體參與市場。其次是鼓勵新能源發(fā)電商與售電公司、大型終端用戶和保底供電主體等簽訂虛擬購電合同，對沖現貨市場價格波動風險。再次，對于保障性收購的“計劃電”，應轉向政府授權合約機制，并做好計劃與市場的銜接。具體操作上，可以由政府授權電網企業(yè)或者在地方政府層面上成立專門的政策性國有公司，負責收購新能源保障性“計劃電”，并負責提供保底供電服務。

　　健全綠證制度，充分實現新能源綠色價值

　　2023年10月，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》(發(fā)改能源〔2023〕1044號)基于供給側視角，規(guī)范了綠證的適用范圍、核發(fā)、交易、管理。在此基礎上，基于需求側視角的綠證改革與相關配套機制建設將成為未來推動綠證制度完善的又一重要舉措。

　　一是以強制性配額落實可再生能源消納責任制。按照國家能源局在2021年發(fā)布的《關于征求2021年可再生能源電力消納責任權重和2022~2030年預期目標建議的函》中提出的“2030年全國統(tǒng)一可再生能源電力消納責任權重為40%”的要求，應加快落實可再生能源電力配額制，將消納責任制壓實到售電公司等負荷服務主體，并制定與之相配套的考核和獎懲制度。

　　二是從國際市場要求、國內可再生能源消納責任制、碳排放“雙控”制度等層面健全可再生能源綠色電力證書需求體系，創(chuàng)新零碳電力證書制度。綠色電力證書是消費可再生能源屬性的電量憑證，主要用于滿足國內政策和國際市場要求。隨著中國向碳排放“雙控”轉變，綠色電力證書可能會被大量用于核減企業(yè)碳排放量，這違背了可再生能源電力項目的環(huán)境屬性不能重復開發(fā)的原則。因此，建議在綠色電力證書對可再生能源電力項目全覆蓋的基礎上，由國家能源局統(tǒng)一對核電以及“火電+CCUS”的“零碳能源”屬性進行認證，發(fā)放“零碳電力證書”，作為企業(yè)和有關機構消費“零碳能源”的憑證。

　　三是加快構建全國統(tǒng)一的綠證交易市場。我國綠色電力證書二級市場缺失，使得在缺乏市場高效運行的情況下，通過強制配額的方式落實可再生能源消納的制度成本過高。應盡快放開綠色電力證書交易二級市場，允許綠色電力證書在用戶之間多次交易，建設全國統(tǒng)一的綠色電力證書交易市場，促進其在全國范圍內高效流通。

　　分類施策，健全儲能發(fā)展機制

　　對于儲能發(fā)展，則應依據電源側儲能、電網側儲能及用戶側儲能在作用功能上的區(qū)別分類施策。對于電源側儲能，“強制配儲”并非長久之計，需要與其所配套的電源耦合，共同參與電力市場。例如，儲能系統(tǒng)可在新能源參與電力批發(fā)市場過程中依據現貨市場價格靈活地儲存或釋放電能以獲取電價差額收益，燃煤發(fā)電機組配儲可有效改善機組調頻性能。對于電網側儲能，抽水蓄能和大型獨立儲能電站需以兩部制電價為過渡，逐步走向通過容量市場與輔助服務市場實現收益。對于用戶側儲能，其發(fā)展須由依賴補貼逐步向市場化方向轉變，參與需求響應和系統(tǒng)調節(jié)。要通過立法等方式明確分布式風光儲聯(lián)合單元等主體的獨立市場地位，遵循技術中立原則，鼓勵各類主體公平參與電能量市場、輔助服務市場、容量市場、綠色市場等各類市場，與發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司等經營主體享有平等的權利義務，同等承擔各自在各類市場的經濟責任、獨自承擔市場交易結果。

　　建立健全常態(tài)化需求響應機制

　　在新型電力系統(tǒng)中，建立常態(tài)化需求響應機制的基本思路是分時計量與分時現貨價格結合，即在精確測量不同時間段內電力消耗的基礎上，以電力現貨市場連續(xù)的價格信號引導用戶側資源進行用電行為的調節(jié)。當前，我國通過實時峰谷電價等行政手段進行需求響應引導，其本質上仍是政府定價，有待向現貨市場電價轉變。由此，建議在完善峰谷電價的基礎上，隨著電力現貨市場建設的推進逐步引入現貨市場電價，對大用戶實行“固定電價+現貨電價”政策，實現用戶側需求響應的常態(tài)化運行。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2024年10期，

　　林衛(wèi)斌系北京師范大學教授、中國能源研究會能源政策研究室主任，張世銘供職于北京師范大學經濟與工商管理學院