自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）文》发布起，我国新一轮电力市场化改革历时6年余，覆盖全国的输配电价改革已完成第二轮核定，市场化交易电量逐步占据主导地位，首批现货市场试点稳步推进并进一步扩大试点范围，市场化改革释放红利有力支持了实体经济发展。

       当前，我国电力市场化改革取得显著成效，但存在的诸多问题也不容忽视。全国各地电力市场试点建设方案虽各有差异，但仍多“照猫画虎”，以套用国外典型市场模式为主，“水土不服”情况较为突出。比如，对我国电源结构复杂、需求持续快速增长等现实国情考虑不足，对新能源大规模发展、分布式发电日渐普及等新形势新问题考虑不足，对能源转型与经济性协同、市场效率与供给安全兼顾等系统性考虑不足等。

       随着电力市场化改革持续深入推进，这些深层次问题渐次暴露凸显出来，甚至影响改革顺利推进。面向未来构建以新能源为主体的新型电力系统需要，深入分析我国能源电力转型发展要求和现实条件约束，在借鉴世界典型市场成功经验基础上，结合我国国情进行科学创新，重构具备中国特色的电力市场体系是必要而又迫切的。

当前我国电力市场建设面临诸多挑战

       目前，我国已经建成世界上装机规模最大、电压等级最高、覆盖范围最广的电力系统，取得举世瞩目的电力工业发展成就。我国电力市场化改革历经多年，同样已取得长足发展，但仍有诸多老大难问题未能妥善解决。碳达峰、碳中和目标的提出，将推动我国加速向以新能源为主体的新型电力系统转型，更是带来如何适应新能源快速发展等新挑战。

       挑战之一：新能源快速发展带来系统容量保障难题。风电、光伏等新能源发电出力具有随机性、波动性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效用。随着系统中风光等新能源比重逐步提升，电力供给容量保障短缺风险将逐渐凸显出来。2020年美国加州夏季大停电事故的发生，一方面因为高温导致负荷需求增长，另一方面也因大量新能源装机低出力导致系统净负荷（总负荷扣除风电、光伏出力）明显增加。国内也有类似情况，虽然近年全国风电、光伏装机迅猛增长，但有效供给容量不足仍导致我国中南部部分地区在今年初及近期出现了电力供应短缺问题。解决容量保障问题，仅依赖新能源规模增加并不够，还需要依靠各类储能及其他常规电源等提供容量支持。在新形势下如何确保系统容量供给安全，是电力市场机制设计重点，也是难点。

       挑战之二：电源结构趋于复杂，导致利益协调难度加大。在能源绿色低碳转型过程中，电源结构趋于复杂化是大势所趋。当前我国东北、华北、华东地区以火电为主，电源结构较为单一，而西北、华中和南方地区水电占比较高，电源结构相对复杂，随着新能源快速发展，各地区电源结构都将发生改变。对以化石能源为主的相对均一化电源结构系统而言，采用简单集中竞价、统一边际出清等电能量市场模式就能基本满足要求。然而，新能源大规模发展，一方面其近零边际成本特性将对市场出清价格产生冲击，显著削弱常规电源的电能量市场收益能力乃至影响其生存，另一方面新能源资源特性决定了仅依靠自身并不能实现电力可靠供应，而需要包括常规电源在内的其他调节资源协同互助。展望未来，在资源特性、边际成本、资源效用等差异巨大的复杂电源结构系统中，主要依据电量进行利益分配的市场模式显然无法满足激励要求。

       挑战之三：分布式产销者涌现，催生新的市场交易需求。传统电力系统主要依赖火电、水电、核电等集中式电源供给电力，大小用户基本都是纯粹的电力消费者。与之相适应，当前世界各国的电力市场基本都采用了“批发+零售”两级市场模式，数量巨大的中小用户由零售商代替参与批发交易，数量有限的电源主体基本都能直接参与批发市场。从资源禀赋看，未来新能源必然会走集中式、分布式并举的发展道路，分布式光伏等新能源走入千家万户是大势所趋。由此，大量电力用户将由原来的纯消费者变成产销者，广大中小用户不光有买入电力需要，也会有卖出富余电力需要。电力交易需求场景、交易数量、交易频次等都将发生巨大变化，构建适应大量分布式资源交互需要的市场模式势在必行。

       挑战之四：市场主体结构不均衡，影响市场竞争绩效。产业经济学哈弗学派认为，市场结构决定市场行为，进而影响市场绩效。在垄断市场中，因市场主导者可以发挥价格影响力，往往导致市场低效率。目前，我国发电企业国有资本总体占比近7成，为保障电力供给安全发挥了“压舱石”的重要作用，但也存在运营效率有待提升等问题。另外，各省区也普遍存在单一发电主体占比过高现象，个别地区占比甚至超过50%，超过市场垄断评价标准。为解决市场主体结构不均衡问题，一方面可通过混合所有制改革等方式，推进存量发电资产股权改革，另一方面还应扩大增量市场竞争，引入更多发电投资主体，改善整体市场主体结构。在电力市场机制设计中，如何降低监管难度以及扩大市场竞争也是需要考虑的重点。

       挑战之五：改革搁浅成本问题需要妥善解决。我国电力体制经历了由高度计划到逐步市场化的过程，由此形成改革搁浅成本问题在所难免。从发电环节来说，原标杆价格机制提供了稳定的收益预期，投资主体基于政策背书实施了投资建设电源行为，随着市场化改革推进，由市场竞争决定的价格收益水平往往难达预期，甚至难以覆盖前期投资及运营成本。未来，我国中长期电力需求仍将呈现较快增长，电力供给能力需持续增强，存量发电资源作为沉没成本应将其价值最大化，这才是整体社会福利最优的选择。对发电环节改革搁浅成本的妥善处理，既是衔接改革前政策机制的需要，也是保障电力供应安全、社会福利最大化的需要，是我国电力市场机制设计需要关注的另一重点。

适应新形势要求的新型电力市场设计

       电力市场相关基础理论框架产生已超过三十年，但纵览世界各国电力市场化改革历程及现状，电力市场设计没有放诸四海而皆准的标准答案。各国电力市场既有共性也有特性，可以博采众家之长，在知其然也知其所以然基础上，充分借鉴典型市场的成功经验，但也不能削足适履，忽视我国具体国情而生搬硬套国外典型模式。只有将电力市场设计普遍理论与中国实际进行有机结合，才能走出真正适合我国国情的特色电力市场建设道路。

       新型电力市场机制设计需要遵循系统性、包容性和激励相容原则。缺乏顶层设计的盲目渐进探索式改革往往容易顾此失彼导致机制缺陷，与之相匹配的查漏补缺“摞补丁式”机制设计则会导致规则冗余复杂，运行效率低下等问题，在电力市场机制设计中坚持系统性思维尤为重要。好的机制设计应具备包容性，能适应技术经济现状以及未来发展需要，电力市场机制设计同样需要能兼容当前新能源发电等技术不具备竞争优势的现状，以及未来竞争能力可能改变的前瞻需要。激励相容是评价机制设计优劣的重要标准之一，新能源大规模发展是实现碳达峰、碳中和目标，推动构建新型电力系统的必然选择，但是新能源过快发展将推高供给成本，而发展过慢则无法按期达成碳减排目标，需要通过满足激励相容性的市场机制设计，引导新能源实现有序发展。

       实现安全、经济、绿色目标协同，是新型电力市场机制设计目的也是难点。目前，世界各国大同小异的电能量市场大都发挥了价格发现作用，通过市场竞争激励各主体提高运营效率，基本满足了经济目标需要。然而，安全、绿色目标具有明显外部性，难以通过直接市场竞争实现，电力市场建设与能源绿色低碳转型具有非同步性，世界各国多通过额外的政策补丁来解决这一问题，比如，能源绿色转型往往通过专项补贴、配额制与绿证市场等额外政策来实现，长期供给安全则通过容量补贴、容量市场等机制来保障。总的来看，这种政策补丁方式在实现多目标调控需要的同时，也带来一系列问题，比如现有市场体系不能很好兼容新能源发展需要，对常规能源存续造成冲击，危及能源电力供给安全，多政策线条也导致协同成本高，政策调控难度大等。

       创新重构容量市场机制，推动电力批发市场迭代升级。现有典型电能量市场已较好地解决了经济目标优化问题，而能源绿色低碳转型本质是供给结构的调整优化，与提升供给安全水平相似，在一定技术条件下往往意味着增加供给成本，因此，安全和绿色同属于非经济效率目标。借鉴美国PJM、英国等应用容量市场来解决中长期供给安全的制度设计经验，在现有容量市场机制框架下引入结构调控理念，就可以同时满足安全、绿色两个目标调控需要，由此兼顾安全、经济、绿色目标调控需要的新型电力市场方案呼之欲出。通过建立包含全时段电力供需特性信息的新型容量市场优化出清模型，并创新引入资源结构等出清约束指标，以系统总成本最小化为目标进行市场出清，即能得到满足安全、绿色目标约束的经济最优容量出清方案（详细方案参见作者论文：兼容多目标调控需要的新型容量市场机制设计[J]，电网技术，2021,45(01):198-207）。在此基础上，现有电能量市场和辅助服务市场等几乎无需调整，适应新能源大规模发展的新型电力市场体系也即基本成型。

       以分布式资源聚合畅通中小用户参与市场渠道，推动电力零售市场深刻变革。分布式能源发电蓬勃发展，导致以中小用户为代表的产销者大量涌现，催生了大量分散化、小规模的电力交易需求。将该部分交易直接纳入集中批发市场，将超出批发市场出清优化维数限制，不具备技术可行性，同时单笔交易成本也将远超交易电量价值，不具备经济可行性。因此，需要创新商业模式，以虚拟电厂、负荷聚合商等方式聚合分布式发电及储能、可调节负荷等资源，聚合体内部可选结合资源特性、用户需求等个性化定制内部交易品种，满足分布式资源交易灵活性需要，聚合体再以单一市场主体形式参与批发市场，既节约了交易成本，也能有效衔接现有批发市场机制。

       建立新型电力市场机制能有效应对当前面临挑战及难题。创新重构的新型电力市场机制既能实现对名目繁多、调整频繁的新能源补贴、配额制和绿证市场等政策机制的有效替代，也有助于简化能源政策管控体系，满足多目标调控需要；既能通过容量市场给出清晰的长期价格信号，激励投资主体及时作出电源建设投资决策，保障中长期能源电力供给安全，也能以充分市场竞争发现边际成本，更好地适应风、光、储等技术成本持续下降以及市场竞争形势动态演变，实现新能源等技术应用的激励相容发展；既能为改革搁浅成本问题提供市场化解决方案，在保证市场效率前提下兼顾公平，也能简化市场监管，将市场竞争提前至投资建设前以提升竞争强度，有助于防范市场力。

近期深化电力市场化改革重点任务

       面向未来能源绿色低碳转型发展需要，坚持市场化改革方向，积极稳妥推进电力市场建设是实现我国电力行业高质量发展的必由之路。面对当前挑战，中长期需要积极推进新型电力市场体系建设，走出中国特色的电力改革道路，近期还应抓紧采取过渡性措施，以保障改革平稳进行。

       积极稳妥推进电力现货市场建设，完善新能源与常规电源利益共享、协同运营机制。伴随新能源大规模发展，常规电源已由原来的主力电源逐步向调节电源转变。角色定位改变导致常规电源依赖发电量获取收益的运营模式难以为继，需要改革创新机制，以发现和补偿常规电源的调节作用价值。顺应新能源快速发展需要，应积极稳妥推进电力现货、辅助服务市场等建设，以市场方式充分发现调节资源价值，以价格信号激发市场主体主动参与系统调节，实现各类发电资源的利益共享和协同运营。

       加快区域统一电力市场建设，促进绿色低碳资源在更大范围内优化配置。我国能源电力需求和资源呈逆向分布，在更大范围内进行资源优化配置是现实国情需要。依托紧密联系多省区的区域物理电网基础，加快建设区域统一电力市场，是打破省级行政区划壁垒，实现绿色低碳资源整体优化配置的关键。配合区域统一电力市场建设，实行跨省区输电一体化定价，将跨省区输电工程初始固定投资及运营成本等单独核算后，按协商原则分摊并纳入各省区输配电服务价格统一进行征收，有助于消除跨省区交易中类似“关税”的价格壁垒，促进更大范围内的资源整体优化配置。

       采用差异化容量补贴机制解决近期电力供给容量保障及搁浅成本问题。容量补贴机制实施较为便利，可作为过渡性措施替代容量市场，解决化石能源发电等高边际成本机组的生存问题，以保障容量供给安全。通过对比不同类型发电机组的可持续运营成本与相应市场收入估算（包括中长期、现货以及辅助服务等市场），可得到各类机组的成本回收差额并进行差异化补偿，汇总得到容量补偿总费用后，再按确定标准分摊给用户，即可解决市场竞争环境下各类高边际成本机组的前期固定成本回收问题。该容量补偿机制尽量减少了对电能量市场的价格扭曲，同时也兼顾了不同类型机组特性差异，具备较好的应用场景适应性。

       推广以市场竞争形成新能源度电补贴标准机制，解决近期新能源有序发展问题。对近零边际成本的新能源进行电量补贴，是近期可行的扶持发展政策措施。长期以来，我国对新能源主要采用基于政府定价的固定补贴方式，对促进新能源发展发挥了积极作用，但计划定价模式往往容易产生过补或欠补，导致新能源相应过快发展或不达预期。当前，可由政府根据能源转型需求先确定逐年新能源发展规模，再采用拍卖等市场竞争方式，形成单位电量补贴标准以及确定项目投资建设主体。这种机制既有助于通过市场竞争降低能源绿色低碳转型发展成本，也有助于稳定新能源逐年投建规模，形成有序发展格局。