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适应新型电力系统的市场机制创新分析

为实现“双碳”目标，我国进行了加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统的战略部署。当然，构建新型电力系统不是另起炉灶，而是以当前电力系统为基础，先立后破，逐步建成以新能源为主体电源的新型电力系统，这必然涉及大量、复杂的资源配置问题。

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。

一、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。

（一）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。

（二）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