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加快完善电力市场 助建新型电力系统( 二 )

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同时 ， 电力要满足安全、经济、环保、效率、民生保障等多重需求 ， 电力商品价值趋向多元化 ， 需建立相应的更加科学的电价机制 。 此外 ， 目前新能源的绿色价值、煤电的容量价值、灵活性资源的调节价值尚未得到合理体现 ， 需通过完善电价机制 ， 合理疏导改革发展的成本 。
与“双碳”目标同步、与新型电力系统相适应
2022年2月 ， 国家发改委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》 ， 对电力市场建设提出了更加明确的目标要求 。 电力行业要准确把握新形势下电力市场的变化 ， 进一步完善体制机制 ， 发挥市场在资源配置中的决定性作用 。 电力市场建设必须遵循电力系统运行规律和市场经济规律 ， 在还原电力商品属性的同时 ， 满足电网运行的连续性和有序性要求 。
构建多层次协同、基础功能健全的全国统一电力市场体系 。 为更好地发挥市场对资源配置的决定性作用 ， 应从全局考虑 ， 进一步支撑我国能源结构转型 。 通过建立规范统一的电力市场基本交易规则和技术标准 ， 破除电力交易的地域界限 ， 规范各层次电力市场秩序 ， 推动实现全国电力市场和地方各级电力市场统一规范运营和有效衔接 。 进一步发挥大电网的互济能力 ， 实现集中式新能源大范围优化配置 ， 并依托微电网的灵活调节能力 ， 实现分布式新能源就地消纳 ， 提升整个电网的资源配置能力 。 进一步规范统一的市场基本交易规则 ， 减少政策的不确定性 ， 降低市场主体制度性交易成本 ， 打破省间壁垒 ， 提高大范围资源配置效率 。 进一步加快电力市场标准化建设进程 ， 建立完善的标准体系框架 ， 统一电力市场相关名词概念、数据口径和技术标准 ， 保障全国统一电力市场建设规范有序推进 。
健全新能源参与电力市场的机制 。 提升电力市场对高比例新能源的适应性 ， 完善相应的市场机制 ， 需充分考虑新能源预测困难、波动性大、单体规模小、较分散等物理特性 。 应将新能源保障性收购政策转变为政府授权合同的方式 ， 由政府授权电网企业或保底购电企业与新能源企业签订长期采购合同 ， 固定收购价格或明确价格调整机制 ， 保障新能源企业的经营收益 。 推动构建适应新型电力系统的电力市场交易机制 ， 进一步缩短交易周期 ， 提高交易频率 。 同时 ， 推动中长期市场不间断开市 ， 缩短实时市场出清时间间隔 ， 实现多周期动态优化 ， 以适应新能源出力预测准确性低的特性 ， 增加新能源调整曲线的机会 。
完善煤电价格补偿机制 。 在现行电价机制下 ， 煤电企业收益主要靠卖电 。 随着新能源占比提高 ， 煤电功能将由“基础保障电源”转变为“基荷与调峰并重” ， 发电小时数将显著下降 ， 机组长时间处于待命状态 ， 电量收入将明显减少 ， 长期来看 ， 无法覆盖机组成本 。 因此 ， 应进一步统筹支持现役煤电机组进行节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动” ， 完善煤电机组最小出力技术标准 ， 科学核定煤电机组深度调峰能力 ， 完善灵活性煤电机组的价格补偿机制 ， 提高企业投资运营煤电机组、发挥煤电机组调节能力的积极性 。
建立、完善辅助服务市场及价格传导机制 。 为适应大规模新能源并网和消纳 ， 电力系统通常需考虑增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源投资、接网和配网投资 ， 电力系统运行成本将随之增加 。 因此 ， 应建立公平合理的辅助服务市场 ， 按照“谁受益、谁承担”的市场化原则 ， 合理分摊高比例新能源产生的系统性成本 ， 调动灵活性资源参与调峰、调频等辅助服务 。
合理反映新能源绿色价值 ， 处理好绿电交易、绿证交易和碳交易三个市场间的关系 。 绿证市场、绿电市场、碳市场相辅相成 ， 电力用户为完成绿色电力消纳任务 ， 既可以在绿电市场购买绿电 ， 也可以在绿证市场购买绿证 ， 还可以在碳市场购买碳配额 。 三个市场的目的都是为了反映电能量的绿色价值 ， 从长期来看 ， 市场价值将趋同 。 因此 ， 应深入研究三个市场的相互影响 ， 进一步明确绿电市场、绿证市场和碳市场的功能定位 ， 理顺三者间的关系 ， 构建目标一致、相互协同的绿色交易体系 。
发挥协会优势、凝聚行业力量
当前电力市场建设进入新阶段 ， 电力体制改革到了关键时期 ， 中电联已于2021年12月成立了电力市场分会 ， 将凝聚行业力量 ， 积极服务电力体制改革 ， 服务电力行业、企业健康发展 。

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