电力市场体系是电力系统的重要组成部分和重要支撑。今年上半年，国家层面明确电力市场体系未来近十年的发展目标：到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到逐步优化配置。

  为适应并推进新型电力系统构建，电力市场体系的建设分几步，有几招？近日，在中国能源研究会主办的“中国电力圆桌”新型电力系统沙龙上，参加会议的专家就此问题展开了深入探讨，从价格形成机制、电力生产关系、新能源交易机制等方面为电力市场体系建设出招。

  电价改革是电力市场化改革的核心和先决条件，也是构建新型电力系统的关键。当前，我国电价形成机制面临着减碳、保安全、保民生等多重目标任务。专家觉得，电价改革要适应新型电力系统的成本变化，从以政府定价反映发电成本的供给驱动定价为主，转向以市场定价反映电力供需价值的需求驱动定价为主。

  随着新能源占比的提高，电力系统成本将上升已成为业界共识。参加会议的专家分析，新型电力系统构建将带来整体供电成本的变化。新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站本体成本以外，新能源利用成本包括灵活性电源投资、系统调节运行成本，以及大电网扩展与补强投资、接网及配网投资等系统成本。

  为有效应对成本上升，畅通成本疏导通道，参加会议的专家对新形势下的电价机制改革提出建议：电价机制应有利于提升电气化水平和化石能源替代的积极性。应有利于优先新能源发电，保障新能源投资积极性，体现不同发电和调节机组的发电和运行特性，满足各类电源的合理综合收益水平。要激发和提升系统灵活性资源调节和配置能力，体现各个层级电网保障系统运行安全、高效、低碳的能力水平，充分的利用时空信号，通过市场化机制逐步优化电力配置效率，提升季节性和气候灾害相关的安全保供能力，实现季节性调节机组和应急备用机组低运行小时数情况下的收益保障。要平衡能源商品属性和电力普遍服务需求，体现差异化的电力客户的真实需求和不同时空电力需求的价值差异。

  构建适应新型电力系统的市场体系就是要随着新型电力系统的发展，对不适应生产力发展水平的电力生产关系做调整。参加会议的专家认为，新型电力系统的体制改革应首先确定生产关系，明确市场主体的权利边界。

  “我们在谈论电力生产关系时习惯于围绕电网来展开，例如电改9号文及其配套文件，管住中间、放开两头，某些特定的程度上反映出以电网为中心的思维方法。”一位参加会议的专家表示，电力系统正在从以电网为中心向以用户为中心转变。随着新能源比重不断提高，电力系统成本必然上升，一些有能力的用户，例如园区或企业，寻求自己解决一部分能源需求，不再主要从大电网获取，这将是未来一个重要的趋势。

  近期，国家层面多次对分布式电网发展提出要求。中央财经委员会第十一次会议强调发展分布式智能电网；《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》提出加快工业企业和园区发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网，开展新能源电力直供电试点。

  电力系统新形态和新模式的创新发展需要寻找到生产关系的新均衡。然而，当前的市场体制机制存在着制约生产关系重构的因素。专家特别谈到垄断环节的制约，认为垄断环节始终有扩大垄断规模的原生动力，是分布式智能电网发展过程中的一个阻碍。

  “输配电价体系的关键在于让价格信号发挥作用，并发挥正向的投资激励作用。现有输配电价体系是‘准许成本+合理收益’，它的逻辑是确保电网可持续发展，这是必要的，在一定程度上将激励电网企业做大投资规模。而输配电价体系更进一步的使命是推进市场合理配置资源，不只是配置电源资源，还要配置输电通道资源。”以上专家这样认为。

  他建议，要真正把垄断力关进笼子里，就要用市场经济的思维来理解监管，充分开放输电通道，让参与电力市场交易的买卖双方通过市场化机制获得所需要的输电通道能力，让市场能够最终靠价格信号充分检验输电通道规划和投资的合理性。

  今年年初，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，提出着力构建适应新型电力系统的市场机制，提升电力市场对高比例新能源的适应性，有序推动新能源参与电力市场交易。

  中国能源研究会理事陈宗法介绍，2021年全国新能源参与市场交易的发电量比例约为25%~30%，以省间交易为主。参与中长期交易的有14个省区，参与方式为大用户直供交易、跨省跨区外送交易、风火置换交易、风电清洁供暖交易等；首批现货市场试点中，有山西、甘肃、山东、蒙西4个省区开展新能源现货市场交易；绿电交易方面，2021年9月，首批绿电交易涉及17个省区，成交电量79.35亿千瓦时。

  “‘十四五’时期新能源已成为电源新增装机主体，2035年新能源将成为电源装机主体，2050年前后将成为电量供应主体。”陈宗法表示，全国统一电力市场体系建设开启大幕，2030年新能源将全面参与市场交易，新能源加速入市有望具备更好的市场条件。新能源加速入市势在必然，其面临的风险与挑战则更需要引起关注。

  陈宗法认为，市场风险将影响新能源企业的收益稳定性，新能源入市后，尽管电量优先消纳，但在收益方面却面临着价格风险、曲线风险、偏差风险。近年来，新能源入市后收益并不稳定，且均有不同程度下降，现货市场尤为明显。目前的新能源中长期合同签约比例、曲线签订及分解原则、参与现货交易申报方式、偏差处理与结算等适应新能源发电特性的电力市场交易机制尚不健全。新能源特别是中西部水风光清洁能源基地跨省跨区交易电价机制不尽合理，没有最大限度地考虑风光水储一体化项目、送受两端的供需特点，造成送受端电价“倒挂”，影响开发积极性。

  为构建与新型电力系统相适应的新能源市场交易机制，陈宗法建议，要最大限度地考虑新能源预测难、波动大、单体小、较分散的物理特性。在市场交易机制方面，完善新能源中长期交易合约灵活调整机制；适当降低新能源偏差考核标准，避免多重考核；鼓励新能源报量报价参与现货市场，建立新能源机组报价出清机制，真实体现新能源电能量时空价值；完善新能源基地跨省跨区价格机制，防止送受端电价“倒挂”。在配套政策方面，改革目前存量新能源项目保障性收购政策，由政府授权电网企业与新能源企业签订固定电价的长期政府采购合同；持续完善绿电交易、绿证交易和碳交易机制，明确3个市场的功能定位，打破市场界限，构建证电合一、证电分离等灵活多样的绿色交易体系；合理分摊新能源发电新增的电力系统成本，按“谁受益、谁承担”原则建立市场主体共同公平分摊机制；建议新能源电价与燃煤基准价解耦，体现其自身特点与发展趋势。

  中国能源研究会监事长韩水在总结会议时指出，要构建适应新型电力系统的电力市场体系就要突破现行的市场机制和生产模式对思维的束缚，认真分析新型电力系统的特点对电力市场机制的影响。他特别对容量成本回收机制提出建议，随着煤电增容、控容、减量，容量市场的建立尤为必要，要综合各类电源和储能等统筹推进，切忌从新能源或储能等某个单一角度片面考虑容量市场建设。