（来源：电联新媒 作者：林卫斌 张世铭）

不管是从新型电力系统的特性看，还是从中国当前的电力体制看，构建新型电力系统都需要市场机制创新，以充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。同时，基于激励相容的市场设计和有针对性的政府政策相结合，做到有效市场与有为政府的统一，实现资源的优化配置。

我国当前电力市场机制

存在的主要问题

经过20多年的电力体制市场化改革，我国电力市场体系和市场机制建设取得了积极进展。但是，从满足构建新型电力系统要求的角度看，我国当前的电力市场机制仍有待健全。

电能量市场不完善，电价对供求关系反映不充分

一是定价自主性与灵活性不足。根据国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）和《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，我国确定了燃煤发电“基准价+上下浮动”的电价形成机制。由于基准价和上下浮动范围均由政府设定，因此，政府仍在价格形成过程中发挥着重要的调控作用，市场主体定价的自主性与灵活性仅限于基于基准价与上下浮动范围所形成的价格区间，电能量市场的价格发现功能难以充分发挥，电能量价格也无法有效反映不同时点的电能量供求关系。

二是电力现货市场建设相对滞后。从我国电力现货市场建设进程看，国家发展改革委先后于2017年与2021年布置了两批电力现货市场建设试点省份。2023年12月，山西电力现货市场在历经五年试运行后，成为我国首个转入正式运行的电力现货市场。此后，广东、山东、甘肃电力现货市场陆续转入正式运行，而其他开展电力现货市场建设的区域仍处于试运行阶段。2023年颁布的《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）和《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）规定只有依序开展模拟试运行与结算试运行，连续运行一年以上并依据市场出清结果进行调度生产和结算的现货市场才可转入正式运行。考虑到不同地区电力现货市场的建设进度，我国电力现货市场实现全覆盖尚需时日。

三是电力中长期市场合同的流通性有待增强。电力中长期合同通过提前锁定交易电量与交易价格，被普遍认为是电力系统保供稳价的“压舱石”。但是我国中长期合同的交易周期普遍较长，多为年度交易与月度交易，而新能源作为未来的主体能源，却难以通过中长期合同实现收益锁定与风险规避：新能源出力具有天然的波动性，对其未来出力曲线预测的精准性往往会随着时间周期的延长而下降，导致新能源实际出力曲线往往与中长期合同曲线存在较大偏差。此外，交易合同标准化程度不高、有效的风险管理工具不足、双边合同难以变更等因素所导致的电力中长期市场流通性不足，也是阻碍新能源参与中长期市场的重要原因。

辅助服务市场不成熟，灵活性调节价值实现不足

一是辅助服务品种相对单一。2021年12月，国家能源局颁布的《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）明确了我国电力辅助服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡、黑启动等多个服务品种。但当前我国仍处于电力辅助服务市场建设的早期阶段，在初步建设形成的省级辅助服务市场与区域服务市场中，多以调峰辅助服务为主，调频和备用辅助服务为辅。其他辅助服务品种的市场化建设仍有待推进，目前，云南省和贵州省开展了黑启动辅助服务市场化交易机制的建设，山东省开展了电力爬坡辅助服务的市场交易机制探索，系统惯量等辅助服务品种的市场化建设尚未开展。

二是辅助服务市场与电能量市场联动结合不足。辅助服务市场与电能量市场密切耦合，原因在于：电能量生产情况是决定辅助服务提供量的重要依据，辅助服务交易品种和价格水平也受电能量市场的定价机制与时点价格信号影响。而我国辅助服务市场与电能量市场却存在衔接不畅、联动结合不足的问题，例如部分地区现货市场建设相对独立于辅助服务市场建设，辅助服务市场与现货市场未能有效衔接，致使现货市场与调峰市场并存；在出清方式上，辅助服务市场与电能量市场独立运行，分别依据各自的市场供求关系确定出清价格与交易量，电力资源配置无法实现在两个市场间的协调优化，电力市场的总体运行效率也随之降低。

三是辅助服务费用分摊不尽合理。电力辅助服务作为维持电力系统瞬时平衡性的重要保障，应用于整个电力系统，具有非竞争性与非排他性，通常被视为一种公共产品，因此，为获取电力辅助服务而产生的相关费用也应由电力系统内所有受益主体共同承担。2024年2月，国家发展改革委和国家能源局发布的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号，简称196号文）也确定了“谁受益、谁承担”的辅助服务费用分担原则。目前，我国辅助服务费用主要在发电侧主体间分摊，向电力用户侧传导的机制不畅，使得辅助服务费用分摊不尽合理。

容量市场缺失，容量价值定价机制有待完善

新能源大规模接入给电力系统长期容量充裕性带来了挑战，为电力系统提供容量支撑的电力资源也面临着成本回收问题。当前，我国容量补偿主要集中于煤电、气电、新型储能、抽水蓄能等领域。以煤电为例，2023年11月，《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）确立了煤电的两部制电价，确定容量电价按照固定成本的一定比例进行补偿。由政府核定容量补偿价格的传统容量补偿机制在激励煤电机组保持一定容量充裕性的同时，也存在一定不足，例如不同煤电机组由于服役年限不同、损耗程度各异，导致其充裕性大多各不相同，现行补偿标准无法有效反映煤电机组的个体差异；市场定价机制的缺失也使得电力系统充裕性的稀缺程度无法得到准确、有效、及时的反映。因此，容量价值定价机制有待向市场化机制转变。

绿证市场和碳市场有待完善，绿色价值体现不足

一是绿证需求侧制度有待完善。绿电和绿证交易制度是新能源绿色价值的主要实现方式，目前，其购买主体主要包括用于抵消能耗“双控”中能耗指标的高耗能大户及满足国际市场要求的出口型企业两大类。当前的绿电和绿证交易制度难以充分实现新能源的绿色价值，2023年全国绿色电力（绿证）消费总量1059亿千瓦时，同比增长281.4%，但其消费总量仍不足新能源发电量的1/10。从国际经验看，后补贴时代实现新能源绿色价值的一个重要制度安排是强制配额制，我国虽然也已经建立了可再生能源消纳责任制，但是消纳责任权重设定的合理性有待进一步提高，并且消纳责任制的考核仍停留在对省级政府层面，未能将消纳责任压实到用户侧，用户缺乏消费绿电的约束和激励。

二是碳排放社会成本体现不足。我国全国碳排放权交易市场于2021年7月16日正式启动，首先聚焦于发电行业，实行配额的免费分配。相比于全球其他主要碳市场，我国碳市场定价总体偏低，导致碳排放的社会成本体现不足。以2024年1月为例，中国全国碳市场碳价水平为12.57美元/吨，分别为欧盟、英国与美国加州碳市场同期碳价水平的20.5%、27.9%与32.6%，也显著低于碳定价高级别委员会为达成《巴黎协定》全球温升控制目标所推荐的63至127美元/吨的2030年碳价区间。未来，随着我国碳市场配额规模进一步收紧与配额有偿分配方式的逐步推行，预期未来碳价将呈现持续增长趋势，电力行业尤其是其中碳排放较高的煤电行业外部成本内部化的压力将日趋增大。

建立健全适应新型电力系统

市场机制的方向与举措

适应新型电力系统市场机制创新的核心是有效实现电能量价值、调节价值和绿色价值等，而有效实现三种价值就必须让市场在资源配置中充分发力，让政府在弥补市场失灵方面精准发力。当前，应针对我国当前电力市场机制存在的主要问题进行市场机制创新与完善，集中力量破解新能源消纳、煤电转型、储能规模化应用和用户侧资源挖掘等方面存在的难题。

完善电能量市场建设，充分实现时点电能量价值

完善电能量市场的核心思路是在市场化的价格形成机制下，充分发挥电能量分时价格信号对电力市场供求关系的有效反映，以灵活高效的价格体制支撑电能资源的优化配置。

首先，基于现行的电价机制，应扩大市场交易电价的上下浮动范围，进一步提升定价的自主性与灵活性。其次，应加快推进电力现货市场建设，在各省（区、市）或区域电力市场的基础上，推动全国统一电力市场构建，在更大市场范围内实现资源的优化配置。最后，完善中长期交易制度设计：允许新能源对合同进行调整，使电力中长期交易曲线尽可能匹配实际出力曲线；允许不同电源品种间的合同自由转让，提高电力中长期合同的标准化水平，提升电力中长期市场的流通性。

完善辅助服务市场建设，充分实现灵活性调节价值

根据196号文，加强辅助服务市场与电能量市场的衔接将是未来我国辅助服务市场建设的重点方向。对此，首先要丰富辅助服务产品品种，增加爬坡类产品、系统惯量等辅助服务交易品种，满足系统对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源品种需求。其次，要推动辅助服务市场与电能量市场耦合，各地区要在加快推进现货市场建设的基础上逐渐引导调峰产品退出，在具备条件时，试点开展辅助服务市场与现货市场联合优化出清机制的建设。

完善容量电价机制，积极推进容量市场建设，有效体现容量价值

容量市场是未来我国容量补偿机制发展的重要方向。在《电力现货市场基本规则（试行）》中，明确要求在市场化容量补偿机制的基础上探索建立容量市场。对容量市场的建设应逐步推进，在短期应着眼于容量电价机制的完善，包括完善煤电、抽水蓄能两部制电价，对电网侧新型储能电站实施容量电价制度，并且实现同种服务功能的同种定价。在长期则需根据我国容量市场建设情况，适时向容量市场机制过渡。在容量市场设计方面，应根据电力调度机构确定容量需求，进行一级容量市场的拍卖、开展二级容量市场交易；容量合同的费用由售电公司承担，依据其交付年在电能量市场中所占份额进行结算。

畅通新能源消纳渠道

畅通新能源消纳渠道是推动新能源高质量发展的重要保障。首先应推动新能源多渠道参与市场，即新能源可以直接参与现货市场交易，也可采用以双边合同形式与售电公司或者大用户签署长期购电协议，或是耦合灵活性资源作为负荷服务实体参与市场。其次是鼓励新能源发电商与售电公司、大型终端用户和保底供电主体等签订虚拟购电合同，对冲现货市场价格波动风险。再次，对于保障性收购的“计划电”，应转向政府授权合约机制，并做好计划与市场的衔接。具体操作上，可以由政府授权电网企业或者在地方政府层面上成立专门的政策性国有公司，负责收购新能源保障性“计划电”，并负责提供保底供电服务。

健全绿证制度，充分实现新能源绿色价值

2023年10月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）基于供给侧视角，规范了绿证的适用范围、核发、交易、管理。在此基础上，基于需求侧视角的绿证改革与相关配套机制建设将成为未来推动绿证制度完善的又一重要举措。

一是以强制性配额落实可再生能源消纳责任制。按照国家能源局在2021年发布的《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022~2030年预期目标建议的函》中提出的“2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%”的要求，应加快落实可再生能源电力配额制，将消纳责任制压实到售电公司等负荷服务主体，并制定与之相配套的考核和奖惩制度。

二是从国际市场要求、国内可再生能源消纳责任制、碳排放“双控”制度等层面健全可再生能源绿色电力证书需求体系，创新零碳电力证书制度。绿色电力证书是消费可再生能源属性的电量凭证，主要用于满足国内政策和国际市场要求。随着中国向碳排放“双控”转变，绿色电力证书可能会被大量用于核减企业碳排放量，这违背了可再生能源电力项目的环境属性不能重复开发的原则。因此，建议在绿色电力证书对可再生能源电力项目全覆盖的基础上，由国家能源局统一对核电以及“火电+CCUS”的“零碳能源”属性进行认证，发放“零碳电力证书”，作为企业和有关机构消费“零碳能源”的凭证。

三是加快构建全国统一的绿证交易市场。我国绿色电力证书二级市场缺失，使得在缺乏市场高效运行的情况下，通过强制配额的方式落实可再生能源消纳的制度成本过高。应尽快放开绿色电力证书交易二级市场，允许绿色电力证书在用户之间多次交易，建设全国统一的绿色电力证书交易市场，促进其在全国范围内高效流通。

分类施策，健全储能发展机制

对于储能发展，则应依据电源侧储能、电网侧储能及用户侧储能在作用功能上的区别分类施策。对于电源侧储能，“强制配储”并非长久之计，需要与其所配套的电源耦合，共同参与电力市场。例如，储能系统可在新能源参与电力批发市场过程中依据现货市场价格灵活地储存或释放电能以获取电价差额收益，燃煤发电机组配储可有效改善机组调频性能。对于电网侧储能，抽水蓄能和大型独立储能电站需以两部制电价为过渡，逐步走向通过容量市场与辅助服务市场实现收益。对于用户侧储能，其发展须由依赖补贴逐步向市场化方向转变，参与需求响应和系统调节。要通过立法等方式明确分布式风光储联合单元等主体的独立市场地位，遵循技术中立原则，鼓励各类主体公平参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场、绿色市场等各类市场，与发电企业、电力用户、售电公司等经营主体享有平等的权利义务，同等承担各自在各类市场的经济责任、独自承担市场交易结果。

建立健全常态化需求响应机制

在新型电力系统中，建立常态化需求响应机制的基本思路是分时计量与分时现货价格结合，即在精确测量不同时间段内电力消耗的基础上，以电力现货市场连续的价格信号引导用户侧资源进行用电行为的调节。当前，我国通过实时峰谷电价等行政手段进行需求响应引导，其本质上仍是政府定价，有待向现货市场电价转变。由此，建议在完善峰谷电价的基础上，随着电力现货市场建设的推进逐步引入现货市场电价，对大用户实行“固定电价+现货电价”政策，实现用户侧需求响应的常态化运行。

作者：林卫斌 北京师范大学教授、中国能源研究会能源政策研究室主任

张世铭  北京师范大学经济与工商管理学院