践行“双碳”目标，能源是主战场，电力是“重头戏”。当前，我国电力体制改革与市场化建设正逐步进入深水区，在交易机构建设、中长期市场建设、现货市场建设与试点运行等方面取得进展，但仍面临着电力商品属性不突出、市场未能充分体现不同能源的价值，可再生能源如风光能波动大、需要火电补足，分布式能源尚难有效参与电力市场等问题。

新能源发展倒逼传统能源体系转型，是我国电力市场建设的重要变化。2021年底，全国全口径非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，占总装机容量47%，历史上首次超过煤电装机比重。随着我国碳达峰碳中和战略的实施，电力系统清洁低碳转型的步伐将进一步加快，为此建议深化电力市场体制改革，构建适应于高比例消纳可再生能源的电力体制，为节能减排、绿色低碳夯实机制基础。

一是还原电力商品属性，理顺市场环境下的电价形成机制。完善煤炭价格市场化形成机制、区间调控长协机制，建立电煤价格－上网电价－销售电价联动机制。给予提供调频、备用等辅助服务的煤电机组合理补偿，化解沉没成本，促进煤电企业可持续发展。优化火电保障能源安全的容量电价，给予火电灵活性改造提供更大调节能力的容量电价，增强火电灵活性改造意愿。对新能源绿色价值的部分给予正确定价，体现新能源的能源价值、绿色价值和调节/容量价值。探索集中式新能源发电按照工商业用户缴纳容量电价。

二是完善电力市场功能。加快建立现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制，尽快建立适应新能源发电特征的超短期日内电力交易市场。现有《省间电力现货交易规则（试行）》中规定的日内交易以2小时为一个固定交易周期、提前60分钟出清，是适应于传统火电机组排程的模式。而新能源波动性大，不确定性强，长时预测精度较低，建议将交易周期缩短为15分钟、提前5分钟确定。这需要构建覆盖全国的精准、开放的气象数值预报体系，提升中短期至日前、实时（15分钟级）的气象预报精确度，为电力交易市场提供支撑。

三是健全分布式能源交易机制。支持园区增量配电网、局域电网、微电网以独立市场为主体形态的发展。注重结合配售电特点完善商业模式，支持使用不动产投资信托基金（REITs）等工具盘活配电资产，支持利用虚拟电厂方式组团参与市场竞争。建立分布式能源集成商代理机制，即分布式能源集成商对区域内分布式能源进行集成，并代理参与电力市场。初期对不同类型分布式能源参与电力市场可实行配额制度，成熟期可推进分布式能源参与电力市场不同类型的服务，并逐步参与完整电力市场体系，包括备用市场、调频市场等。

四是完善绿电采购制度，与碳交易市场相衔接。创新绿色电力交易，满足用户绿色消费需求，为用户出具绿电消费凭证，同时新能源发电企业获得环境溢价收益。鼓励用电企业通过使用绿电降低碳耗，激励新能源发电企业通过高效精准运营实现供电与降碳价值，倒逼传统能源转型升级。加快碳汇市场扩容，新能源发电企业可以根据发电量获得碳汇并自由交易；用电企业（如制造业）采购绿电可以减轻产品的碳足迹，满足行业规定后，进入内外贸市场；高耗能企业（化石能源发电或化工、钢铁和有色金属企业）则需要购买碳汇和绿电。逐步建立居民绿电采购和碳积分制度，倡导绿色低碳生活。

五是系统分析、合理借鉴国际经验。如德国经过二十年探索，建立了以可再生能源为主的电力供应体系，电力期（现）货市场和智慧能源在可再生能源消纳方面发挥了决定性作用，其经验做法值得研究借鉴。

（文：牛娜；编校：汪庆发、赵阳）